Файл: Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие.pdf

Производя выкладки, аналогичные для случая фильтрации га­ за по закону Дарси, получим выражение для дебита газа, пола­ гая k, р и г независимыми от р и S

п о р и с т о й с р е д ы по к о э ф ф и ц и е н т а м ф и л ь т р а ц и о н н ы х с о п р о т и в л е н и й / ! и В.

Определим коэффициент проницаемости из выражения для А

1 16[1q ZqT Q

(65)

nAhpnTc

где Si — коэффициент учета несовершенства скважины по степени

рактеру вскрытия пласта — определяется по приближенной форму­ ле Е. М. Минского

Здесь п — число работающих перфорационных отверстий, прихо­ дящихся на 1 м вскрытой мощности пласта; Ro— радиус полусфе­ рической каверны в пласте, прилегающей к перфорационному отверстию в металлической обсадной колонне и цементном камне за колонной (Ro зависит от типа перфоратора и крепости горных пород).

При применении перфоратора ПК-ЮЗ радиус полусферической каверны (в мм) можно определить из выражений:

для гранулярных газоносных коллекторов (песков и песчани­ ков)

* В Международной системе за единицу динамической вязкости газа р<> принят 1 Н -с/м2=1 Па-с. 1 пауз (Пз) = 102 сантипуаз (сПз) = 1 дин-с/см2=-- = 10-‘ Н • с/м2=10” 1 Па-с.

40

Подсчитаем коэффициент пористости m путем деления значения к, определенного по выражению для А на величину klm, получен­ ную выше

Определим структурный коэффициент т по формуле А. И. Ширковского

1,29-10з

(73)

(k — в Д, m — в долях единицы).

Вычислим коэффициент извилистости пористой среды

где L и L0— длина соответственно криволинейного и прямолиней­ ного порового канала среднего радиуса. Рассчитаем коэффициент формы газонасыщенного коллектора

Определим удельную поверхность пористой среды (в см2/см3)

(76)

1,02-10-8

J V .

Найдем объем связанной воды SB путем подбора из уравнения

41

Нестационарная изотермическая плоскорадиальная фильтрация реального газа в однородном пласте при справедливости закона Дарси описывается нелинейным дифференциальным уравнением в частных производных параболического типа

Интегрирование его возможно при применении методов ли­ неаризации или численных методов решения с использованием ЭВМ.

Обработка кривых нарастания забойного давления в скважинах без учета притока газа в ствол скважины при ее закрытии на устье по схеме бесконечного пласта проводится по формуле

P'

42

в м; В в ( - W - )2- ( ^ ) 2.

тыс.м3 см2

Величины а и р определяются по кривой нарастания забойного давления после остановки скважины, построенной в координатах p i — lg^ (рис. 5) : а — отрезок, отсекаемый прямолинейным участ­

где Qo— установившийся дебит, с которым скважина работала до остановки, в тыс. м3/сут; рп— статическое пластовое давление в объеме дренирования в кгс/см2; t0—-время полного восстановле­

Здесь RK= 0,472 R — радиус контура области питания при уста­ новившихся условиях работы скважины; Rc,n— приведенный ра­ диус скважины, т. е. радиус такой гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скважины, которая имеет одинаковый дебит с несовершенной скважиной радиуса Rc при одинаковой разности давлений рк — р3. Принимаем, что контурное давление рк приближенно равно начальному давлению рн

43

Запасы газа в удельном объеме дренирования скважины мож­ но определить по коэффициенту фильтрационного сопротивления А

коэффициент и удельную поверхность пористой среды по данным исследования гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скв. 50 Султангуловского газового месторождения по данным исследований на устано­ вившихся режимах.

Найдем отношение kjm из уравнения для В

63-102рат2

Г- 2я2й2 Т* Rc0 ,746В

63-102-0,68-1.205-2862

2,28.

2-9,9-6,52-9,81 -2932-0,06-1,03-104-5,68-10~4

k

— = 1,73.

Определим пористость т, разделив k на к[т

0,428

0,247.

1,73

44