Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

а потребное число газовых скважин

n(t) Q(t)

g(t)

Дальше рассчитываются показатели разработки во втором при­ ближении. Порядок расчетов аналогичен рассмотренному. Значения добытых количеств газа из первого и второго пластов на момент вре­ мени t, необходимые для расчетов во втором и последующих прибли­ жениях, вычисляются по формулам

и т. д. Проведение расчетов в указанной последовательности и для других моментов времени позволяет найти зависимости изменения во времени основных показателей разработки многопластового месторождения для периодов нарастающей и постоянной добычи газа.

Учет разнодебитности скважин покажем для некоторого момента времени t.

В первом приближении задаемся некоторыми значениями добы­ того количества газа из первого и второго пластов на момент вре­ мени t согласно соотношениям (11). Тогда по уравнению материаль­

ного баланса (6) определяется среднее давление р г (t). По найденной

величине р х ( t) с использованием уравнений притока газа к скважи­ нам из первого пласта и технологических режимов эксплуатации определяются для каждой скважины дебиты газа из первого пласта qu (t) и забойные давления pcli (t). По формуле Г. А. Ада­ мова определяются забойные давления в скважинах против второго пласта рс2 t (t).

и Дс21(О находятся значения qn (t).

Дебит i-й эксплуатационной скважины в момент времени £ со­ ставляет

Ь(0 = ? и (0 + ?«(*).

асуммарный отбор из эксплуатируемых пэ скважин равен

Qn(t) = Q (t) - Q a(t)

205

а соответствующее число проектных скважин можно вычислить по формуле

<?(*)-<?» (О

Пп(О Ч(t)

Здесь q (t) — дебит средней скважины. Согласно характеристике средней скважины,

"э

1=1

Добытые количества газа из первого и второго пластов для рас­ четов во втором приближении оцениваются по формулам

В остальном порядок расчетов аналогичен расчетам в первом Приближении и т. д.

Теперь рассмотрим порядок расчетов на среднюю скважину для периода падающей добычи газа. Предполагая, что решение задачи на момент времени t — At известно, дебит газа из первого пласта в момент времени t вычисляем по формуле (см. § 4 главы Y)

(14)

О порядке расчетов по формуле (14) см. § 4 главы V.

Проведя в описанной выше последовательности расчеты, опреде­ ляем величину забойного давления против второго пласта рс2 в мо­ мент времени t.

Вычисление притока газа из второго пласта в период падающей добычи в момент времени t при величине забойного давления ре2 (О проводится следующим образом.

206

Интегрирование дифференциального уравнения истощения газо­ вой залежи дает для второго пласта (см. § 4 главы V)

Из уравнения притока реального газа к скважине из второго пласта имеем

P i (0 = V p l 2 (0 + А 2 (Н-*з)ср 2 *02 (0 + # 2Zcp 2 *?S (О-

Подставив выражение для среднего пластового давления в урав­ нение (15), получаем

При нахождении из уравнения (16) величины q2 (t) неизвестные

величины z Ip2 (i)], ([A*z)cp2, zcp2 в момент времени t принимаются равными соответственно давлениям, вычисленным на предыдущем временном слое, и затем итерируются (уточняются).

Дальнейшие расчеты аналогичны рассмотренным выше и в пре­ дыдущих параграфах.

При условиях, которые отмечались в § 4 главы V, реальные свойства газов практически не влияют на форму записи уравнения притока к скважине. В этих случаях расчеты можно проводить по упрощенным формулам, описанным в § 4 главы V. Тогда уравне­ ние (16) записывается в виде:

207

Согласно исходны м данны м, первы й пласт имеет больш и е запасы , чем вто ­ рой п л аст. Т ем не менее среднее пластовое давление в первом пласте ум еньш ается

определяла сум марны й дебит скваж и н ы и соответственно ины е показатели р аз­ работки м есторож дения С.

Когда расстояние между пластами мало и в расчетах можно ис­ пользовать равенство

Pc 1(0 — Рс 2 (О»

то целесообразен следующий порядок расчетов.

В начальный момент времени, например для первого пласта при допустимой депрессии б определяются искомые показатели разра­ ботки. Если оказывается, что

Рш2 Pcl^-^2»

то расчеты начинаются вновь и теперь уже в качестве базового рас­ сматривается второй пласт. Тогда показатели разработки двупласто­ вого месторождения определяют исходя из допустимой депрессии на второй пласт. Рабочая же депрессия на первый пласт будет в этом случае меньше допустимой. Таким образом, в процессе расчета по­ стоянно необходимо устанавливать, какой из пластов в какой момент времени является лимитирующим при вычислении суммарного де­

бита скважины.

Изложенные алгоритмы пригодны для определения показателей разработки как для случаев, когда рн1 = рн2, так и для случаев, когда ри1 =f= рн2< Однако при неодинаковых пластовых давлениях

область применимости изложенных алгоритмов распространяется пока на случаи

P t ( t ) - P c (< )S s 0 .

Если в начальный или текущие моменты времени для £-го пласта имеем неравенство вида

P i ( t ) - P c ( t ) < 0 ,

то это означает, что i-й пласт поглощающий. Тогда для него уравне­ ние притока (оттока) записывается в виде:

Pc (t) ~ P i (t) = Atq, (t) + В $ (t) .

После вычисления величины расхода qi (t), поглощаемого г-м пластом, расходу qc (t) присваивается знак минус. И в дальнейших расчетах (в выражениях (12), (13), а следовательно, и в уравнении

Р ис. G5. Изменение во времени показателей р азработки месторож дения С в усл о ви я х газового реж има (вариант с р нг = 3 00 к гс /с м 2 , рн%= 2 50 к гс /с м а)

материального баланса) знак и величина qt (t) позволяют учесть поглощение газа пластом.

Р езультаты расчетов на Э В М п о только что и злож енн ом у алгоритм у пред­ ставлены на рис. 6 5 . П оказатели разработки определены д л я м есторож дения С.

И сходны е данные отличаю тся от данны х преды дущ его примера тем , что давле­

пока давления в пластах не сравн яли сь, первы й пласт ограничивал суммарны й

2 10~