Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 15.10.2024
Просмотров: 163
Скачиваний: 0
деби т ск важ и н ы . В этот период р або та я депрессия на вто р о й пласт |
все врем я |
|
возрастала, |
что объясн яет увеличение притока газа и з это го п ласта . |
С момента |
д ости ж ен и я |
равенства |
|
P i { t ) = P i (t)
к он троли рую щ и м показатели разработки стал второй п ласт.
Изложенные особенности определения показателей разработки многопластовых месторождений необходимо учитывать и при водо напорном режиме (см. следующий параграф).
Взаключение отметим, что предлагавшиеся ранее аналитические
иградиентные методы решения системы алгебраических уравнений применительно к многопластовым месторождениям (при нелинейном законе фильтрации газа), видимо, не могут учитывать особенностей изменения показателей разработки, например для слушая, пред ставленного на рис. 65.
§ 3. Определение показателей разработки многопластового месторождения единой сеткой скважин при водонапорном режиме
Предполагаем, что известны все необходимые для расчетов исход ные геолого-промысловые данные. Задан суммарный отбор газа из месторождения во времени Q = Q (£). Требуется определить основ ные показатели разработки месторождения.
Для упрощения рассматриваем двупластовое месторождение. Расстояние между пластами таково, что допустимо принятие равен ства забойных давлений против верхнего (первого) и нижнего (вто рого) пластов в каждый момент времени. В расчетной схеме пред полагается достаточная равномерность сетки размещения скважин на площади газоносности, т. е. принимается возможность определе ния величин притоков газа из каждого пласта и притоков воды по соответствующим значениям средних пластовых давлений в отдель ных залежах. Тогда, как и ранее, основная задача заключается
вопределении изменения во времени средних пластовых давлений
впервой и второй залежах. Определение других показателей раз работки месторождения уже не встречает значительных трудностей.
Каждую залежь аппроксимируем равновеликой укрупненной скважиной. Расчеты будем проводить по шагам. Если решение за
дачи на некоторый момент времени t — At известно, то, согласно
§4 главы VI, для определения изменения дебита воды, поступающей
вкаждую укрупненную скважину спустя шаг по времени At, имеем следующие расчетные соотношения:
A?b i (0 = - |
а1 1 |
/ |
a i . |
С1 . |
(1) |
||
2b i |
|
г щ |
b i |
’ |
|||
|
|
|
|||||
Адь 2 (t) = |
2Ъ2 |
- |
Т / |
Л |
С2 |
|
(2) |
|
У |
461 |
ь 2 |
|
|||
14* |
211 |
Здесь |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
+ |
"‘ 1% Х л |
|
ы)~ |
|
|
|
|
т я к р ■ С°‘ - |
|0*»-.) + |
|||||||||
+ |
Ш |
£ |
2 |
' 4?“ |
A |
(,0‘ ~ V |
. ) + м |
W А1- |
а |
2 л г к ln w |
|
; |
|||||||||
|
|
|
Ь1 = |
. | £ ^ р |
|
/fOl_ f 0, |
. ) + |
|
1Д< |
|
Лз, . |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
o- r - r -ln |
/?х (0 ’ |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
1 |
2nk1h1 |
|
1 \ |
1 |
|
|
n - l/ i |
2л/квс x&iф-! |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
n-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
£. - f ■ А - |
|
2 |
|
i=l |
А?“ ‘ A |
|
- V . ) - А |
|
|
|
X |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Х |
1п |
|
|
“ |
L lp B |
l V l (<) _ ( |
— |
|
|
- Р а т < ? д о б 1 ( о ) 2 1 л (01; |
|
|
||||||||
|
|
Li = аД , 1 —(QB1(t —At) + qB1(t —At) At)-, |
ioi=BM -- |
|
|
||||||||||||||||
= |
|
г) |
А / |
I . |
P B 2 |
2 (t — At) |
, |
|
Д з2 |
J• |
Дв 2 |
P |
/ f n |
f n |
\ |
i |
|||||
г |
. Й 2 Щ + |
|
2п*в 2й2 |
|
1 |
|
Л2 (0 |
L |
j 2nfc2/i2 |
2 (to2 |
t02n-i) |
+ |
|||||||||
|
|
|
n-l |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Я3a |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
> |
||
^ |
2я Л2Л2 |
2 |
l A?B2 j ^ 2 (f ° 2 |
f ° 2i - i ) |
+ PbJ/2 ^ |
— |
|
2 22JkBя*в\h22n2ln д 2 (г) |
|||||||||||||
|
|
|
j-x |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дв 2 Д г |
j n |
^ з 2 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2я/св 2й2 |
|
я 2 (г) » |
|
|
|
||
С2 “ ^ |
2L 2 |
L2 2nfc2\ 2 2 |
|
А ?в 2 |
|
( f ° 2 ~ |
f ° 2i - l ) _ |
L 2 Цв |
|
Аг) |
X |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
i=i |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
X^n ~И~фТ) |
-^гРв 2^2(0 |
\ |
РН2а2^Н 2 |
' PaiQдоб 2 ( 0 ^ ^ [Рг (0 ] > |
|
||||||||||||||
|
|
|
д 2 (г) |
" |
“ |
|
|
w |
|
ZH 2 |
|
|
|||||||||
|
|
L2=~a2QH2- ( Q B2( t - A t ) + q B2(t-At) At)-, |
fo2- - g f - . |
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
лз2 |
|
|
|
При расчетах по формулам (1) и (2) в первом приближении при нимаем:
2[рх (*)] ~ |
2[р[ (t - At)]-, |
z [p2(f)]« 2[p2 (t - |
Д<)]; |
|
ДО; V i ^ ^ y d t - A t y |
(3) |
|
Rx{ t ) ^ R ^ t - A t y |
R2(t) ~ R 2(t - A ty |
||
<?доб 1(t) *=><?доб! («— At) + n (t — At) qx(t— At) At; |
|||
<?Добг(0 ^ |
<?доб 2 (t — At) + n (t — At) q2 (t— At) At. |
||
212
Тогда, аналогично описанному в § 4 главы VI, |
определяем при |
||
ближенные значения AqBl (t), |
AqB2 (t), QBl (t), Qb2 (t), yx (t), y2 (t), |
||
P i(t),p 2 (t), |
R2 (t). |
Найденные значения |
коэффициентов |
сверхсжимаемости |
газа, у г (t) и у2 (t), R 1 (t) и й 2 |
(t) используются |
|
в расчетах второго приближения. По приближенному значению пла стового давления в первом пласте с использованием уравнения при тока газа к скважине и уравнения технологического режима эксплуа
тации находим значение притока газа из |
|
первого |
пласта: |
|
|||
|
Y |
ш + - |
[гр п о -а п |
(4) |
|||
|
в1 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Далее вычисляем приближенное значение рс2 (t), |
которое считаем |
||||||
равным Рсх (t). Следовательно, |
имеем |
|
|
|
|
|
|
?*(0 = — А* |
|
2 |
, |
PUt)—Pct(t) |
|
||
Y |
т |
1 |
|
В2 |
■ |
^ |
|
2В2 ' V |
\ 2 В 2 ; |
|
|||||
Приближенное значение дебита одной средней скважины в мо |
|||||||
мент времени t равняется |
|
|
|
|
|
|
|
|
q ( t ) = |
q1 (t) + q2 (t), |
|
|
|
( 6 ) |
|
а потребное число скважин определяется из известного уравнения
n{t) |
Q{t) |
(7) |
|
g(t) |
|||
|
|
Полученные показатели разработки позволяют уточнить добытые количества газа из первого и второго пластов на момент времени t по следующим формулам:
С?доб 1 (0 — С?доб1 |
^0 |
п (t — At) qi (t — At)-\-n (t) qi (t) |
At\ |
(8) |
2 |
||||
Q ДОб 2 (0 — <?Д06 2 ^ |
I |
n ( t - A t ) q 2 {t — At)-\-n(t)q2 (t) |
|
(9) |
ДО |
|
|
Найденные уточненные величины (3) используются в расчетах второго приближения по формулам (1) и (2). Как обычно, процесс итераций продолжается до совпадения результатов последнего и предпоследнего приближений (по одному из параметров) с погреш ностью не более е.
Аналогичные расчеты для других моментов времени позволяют определить все искомые показатели разработки многопластового месторождения. Последовательность расчетов практически не изме няется при учете реальных свойств в уравнениях притока газа к сква жине, учете потерь давления при движении газа от забоя первого до забоя второго пластов и т. д.
Расчеты показателей разработки многопластовых месторождений для периода падающей добычи в условиях водонапорного режима можно выполнять по изложенной методике. Различие заключается
213
Таблица 20
|
|
|
П о ка зател и |
р азр аботк и м есторож дения |
С еди н ой сеткой скваж и н в |
у сл о в и я х в од о н ап ор н о го реж им а |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годы разработки |
|
|
|
|
|
|||
|
Показатели |
1-й |
2-й |
3-й |
4-й |
5-й |
6-й |
7-й |
8-й |
9-й |
10-й |
11-й |
12-й |
13-й |
14-й |
|||
|
|
|
|
|
||||||||||||||
QВ 1 |
(t ), |
м лн . м 3 |
0,75 |
1,80 |
3,9 |
6,5 |
10,61 |
15,11 |
21 |
27,2 |
34,8 |
42,7 |
51,8 |
61,3 |
71,9 |
82,9 |
||
<?В2 |
(t), |
МЛН. М3 |
0,42 |
1,06 |
2,2 |
3,9 |
6,4 |
9,4 |
13,1 |
17,3 |
22,3 |
27,7 |
33,9 |
40,6 |
47,9 |
55,8 |
||
Л х , |
км |
|
|
|
12,744 |
12,376 |
12,720 |
12,699 |
12,668 |
12,633 |
12,587 |
12,538 |
12,479 12,416 12,344 12,268 12,183 12,094 |
|||||
Л 2, |
км |
|
|
|
12,576 |
12,571 |
12,560 |
12,546 |
12,253 |
12,501 |
12,464 |
12,433 |
12,392 12,345 12,293 12,235 12,172 |
12,103 |
||||
P i, |
КГС/СМ3 |
|
297,3 |
293,8 |
287,6 |
279,1 |
269,2 |
259,3 |
250,2 |
241,6 |
233.8 |
226,3 |
210,0 |
211,9 |
205,4 |
199,0 |
||
р 2 , |
кгс/см ® |
|
297,8 |
295,1 |
289,8 |
282,3 |
273,3 |
264 |
255,3 |
247,0 |
239,3 |
232,0 |
224,8 |
217,9 |
211,4 |
205,2 |
||
(71 П ), |
ты с. |
m 3/ c v t |
959 |
933 |
898 |
852 |
818 |
781 |
751 |
724 |
700 |
678 |
657 |
636 |
620 |
598 |
||
(7я (г), |
ТЫС. |
m 3/ c v t |
711 |
705 |
694 |
678 |
659 |
639 |
620 |
602 |
585 |
568 |
552 |
536 |
522 |
507 |
||
<?доб (*). |
м л р д , м3 |
5,7 |
14,7 |
25,8 |
40,1 |
57,3 |
74,5 |
91,7 |
109 |
126 |
143 |
160,5 |
178 |
195 |
212 |
|||
ть |
|
|
|
|
10 |
16 |
20 |
26 |
32 |
34 |
35 |
36 |
37 |
38 |
40 |
41 |
41 |
43 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение |
табл. 20 |
||
|
Показатели |
15-й |
16-Й |
17-й |
18-й |
19-й |
20-й |
21-й |
22-й |
23-й |
24-й |
25-й |
||
<?В1 ( г ) . |
МЛН. |
М3 |
94,7 |
107,0 |
120,0 |
133,4 |
147,3 |
161,6 |
176,2 |
191 |
206 |
222 |
237 |
|
Qв2 ( г ), |
м лн . |
м 3 |
64,3 |
73,4 |
83,0 |
93,3 |
104,4 |
116,7 |
130,1 |
144 |
159 |
174 |
190 |
|
Лх |
(1), |
км |
|
11,997 |
11,896 |
11,788 |
11,676 |
11,558 |
11,436 |
11,310 |
11,179 |
11,044 |
10,305 |
10,763 |
Л 2 ( г ), |
км |
|
12,029 |
11,949 |
11,864 |
11,713 |
11,673 |
11,561 |
11,439 |
11,307 |
11,167 |
11,020 |
10,870 |
|
P l , |
к г с /с м 3 |
|
192,8 |
186,9 |
181,3 |
176,0 |
171,0 |
166,2 |
161,6 |
157,3 |
153,1 |
149,0 |
145,1 |
|
Р 2 , |
КГС/см 2 |
|
199,1 |
193,3 |
187,9 |
182,7 |
177,9 |
173,4 |
169,2 |
165,3 |
161,5 |
157,8 |
154,2 |
|
(7i |
( г ), т ы с . м 3/ с у т |
579 |
561 |
543 |
527 |
509 |
492 |
475 |
458 |
440 |
426 |
411 |
||
(72 |
( t), |
т ы с . |
м 3/ с у т |
492 |
479 |
466 |
453 |
442 |
431 |
421 |
411 |
402 |
393 |
384 |
<?доб ( 0 . млрд. М3 |
229 |
245,5 |
261,5 |
277,1 |
292,2 |
306,8 |
321,1 |
334,8 |
348,2 |
361.2 |
373,8 |
|||
п |
|
|
|
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |
44 |