ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.10.2024
Просмотров: 138
Скачиваний: 0
Отклонение результатов расчета по формулам IX (56) и IX (78у
|
|
А 8% = |
. 100 % |
|
|
|
|
Н |
при |
И |
при |
|
При |
S |
з |
а |
— = 4,— =1000 |
|||
|
~ = ' . —= 3140 |
Г = 2- |
Тс =3140 |
3 |
г с |
|
5 |
|
1,67 |
|
11 |
|
28 |
10 |
|
2,50 |
|
17 |
|
36 |
20 |
|
3,30 |
|
24 |
|
54 |
100 |
|
4,50 |
|
35 |
|
87 |
С другой стороны, этот |
же дебит определяется непосредственно- |
|||
по формуле IX (56), |
где |
Е0 |
подсчитывается по |
IX (73), a S по |
IX (57). Как видим, |
формулы |
IX (78) и IX (56) отличаются на ве |
||
личину второго слагаемого в знаменателе формулы IX (78). Степень |
||||
отклонения результатов |
расчета по указанным |
формулам показа |
||
на на числовых примерах (табл. 2), откуда видно, что погреш ность формулы IX (78) может быть весьма существенной.
11. Индикаторные диаграммы «дебит-депрессия»
Для притока жидкости и газа к несовершенным скважинам по линейному закону при обработке индикаторных кривых оста
ются |
справедливы соответственно |
формулы |
IV (10'), IV (12) и |
||
VII (30), |
VII (31). Однако для |
оценки коэффициента гидропровод |
|||
ности |
^ |
или проницаемости |
К по |
данным |
испытания скважин |
необходимо в формулах IV (12) и VII(31) вместо радиуса скважины гс брать приведенный радиус скважины г'.
При нелинейном законе фильтрации жидкости И. А. Парным [6] предлагаются следующие формулы для определения коэф фициентов А и В в формуле VII (33):
а) скважина необсаженная, с открытым забоем:
А = |
____м-__ |
I |
R' |
IX (79) |
2тс kh |
'll ‘ Г |
|||
|
|
|
с |
|
в |
Ь*ргс |
|
IX (80) |
|
= |
|
’ |
||
|
J* |
|
||
где р— плотность жидкости, / — площадь вскрытой части забоя, Ь*— коэффициент, определяемый по формуле Е. М. Минского-
р . 12 . КГ5 /Дэф у
I X (81)<
т фк \]А/с /
116
Здесь с1эф— эффективный диаметр частицы, слагающей нефтена сыщенный коллектор; б) скважина с круглой перфорацией. Коэффициент А определяет
ся |
по |
IX |
(79), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В = — |
• |
|
|
|
. J L |
. JL |
|
IX (82) |
|
|
|
|
|
т |
|
W |
К |
} |
У К |
£ ’ |
|
|
где |
D — диаметр |
перфорационного отверстия, |
£ — объемный |
|||||||||
вес жидкости, f — суммарная |
площадь отверстий, |
0,1 < Е < 0,40 |
||||||||||
(Е » 0,40 — соответствует |
|
нулевому |
проникновению пуль); |
|||||||||
в) |
скважина со щелевым фильтром. |
|
|
|
||||||||
|
Коэффициент А определяется по IX |
(79), |
|
|
||||||||
|
|
|
q |
_ 120 Е I |
t/эф \ |
|
/ |
f |
|
IX (83) |
||
|
|
|
|
ОТ |
\ | / |
К / |
|
У к |
/ 2 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
где |
I — ширина |
щели, / — суммарная |
площадь |
щелей, |
0,25 <1 |
|||||||
< £ < 0 ,5 0 . |
|
формулах |
принята в смешанной |
систе |
||||||||
ме |
Размерность во всех |
|||||||||||
единиц |
(атмосферы — дарси — сантипуазы — сантиметры). |
|||||||||||
|
Для |
газовых |
скважин |
при |
установившемся |
притоке |
коэф- |
|||||
4 ициенты |
Л и Б |
могут быть |
найдены по указанным формулам, а |
|||||||||
обработка |
индикаторной |
кривой |
производится по уравнению |
|||||||||
|
|
|
|
А Р = AG + |
BG2, |
|
|
IX (84) |
||||
а Р / ( ]
Р и с. 54. Индикаторная диаграмма, построенная по двучленному закону фильтрации
117
где G— весовой дебит.
С помощью функции Лейбензона можно перейти к объемному расходу.
Укажем другой способ перехода к уравнению притока газа.
Переходя от потенциала к давлению |
и вводя функцию Лейбензо |
на |
|
р = Азии р2 |
const, |
2 Р |
|
* r атп |
|
с учетом |
IX (57) |
из |
формулы |
IX (56) |
после некоторых |
преобра |
||||||
зований |
получим |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
я - р ' “ ■Т В 7 ( |п 7 Г '+ С' + С’ + С°) « + |
|
|
« (8 5 ) |
|||||||||
Здесь С* — фильтрационное |
сопротивление, обусловленное |
нару |
||||||||||
шением |
закона |
Дарси. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Сравнивая |
IX (85) |
с двучленным нелинейным законом фильтра |
||||||||||
ции VII |
(34), |
находим |
коэффициенты |
|
|
|
|
|
||||
А = |
я kh0 |
f i n |
— |
- f С '+ С "+С 0) = |
У-Pam |
i n В± |
|
IX (86) |
||||
|
|
\ |
гс |
|
и/ |
|
я kha |
г |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С |
|
|
|
|
|
|
|
|
Р Pam С* |
|
|
|
|
IX (87) |
|
|
|
|
|
|
|
|
я kh0Q |
|
|
|
|
|
•j * ' Уо&х |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент |
С* должен |
опре |
|||
|
|
|
|
|
|
|
деляться из |
экспериментов. |
||||
|
|
|
|
|
|
|
По |
данным |
пробной |
откачки |
||
|
|
|
|
|
|
|
Е. М. Минский предлагает |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
строить индикаторные диаграм |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
мы по формулам: |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
для |
малосжимаемой жидкости |
||||
|
|
|
|
|
|
|
- ^ |
= Л + Й(2; |
|
IX (88) |
||
|
|
|
|
|
|
|
для |
газа |
|
|
|
|
Р ис . |
55. Зависимость |
Q=f(Ap) по |
скв. 51 |
месторождения |
Кокайты |
Ь— = A 1 + B l Q ttP IX (89)
Чир
Типичная диаграмма, постро енная по IX (88), приведена на рис. 54.
118
Коэффициенты А и В легко определяются из диаграммы.
Для нефтей, обладающих структурно-механическими свойст вами, на индикаторных диаграммах «дебит— депрессия» индика торная линия на оси ДР отсекает отрезок ДР0 (рис. 55), соответст вующий предельному напряжению сдвига т0. Физически это озна чает, что движение неньютоновской жидкости в пористой среденачинается тогда, когда создаваемая депрессия на пласт становится больше ДР0.
X. ДВИЖЕНИЕ И РАВНОВЕСИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
1. Общие представления о продвижении краевых и подошвенных вод к нефтяным и газовым скважинам
Впроцессе эксплуатации нефтяных и газовых залежей при во донапорном режиме пласта в простейших случаях различают продвижение поверхности раздела двух фаз как наступление крае вой воды и как подъем подошвенной воды к забоям скважин. Пер вый случай относится преимущественно к продуктивным пластам незначительной мощности с большим углом падения структуры, где вода продвигается вдоль напластования: второй случай — к пластам с малым углом наклона, особенно при большой продуктив ной мощности.
Взалежах с водонапорным режимом при наступлении крае вых вод продуктивная площадь со временем уменьшается. Равно
мерность стягивания контура нефтеносности при этом зависит от коллекторских свойств пласта и характера эксплуатации крае вых скважин; здесь могут быть «языки обводнения». Приближен ная теория продвижения краевых вод и регулирования контура нефтеносности нашла отражение в многочисленных работах совет ских и зарубежных гидродинамиков: Л. С. Лейбензона, В. Н. Щелкачева, П. Я- Полубариновой-Кочиной, И. А. Парного, М. Маскета и др.
Физическая сторона гидродинамического исследования задач о продвижении подошвенной и краевой воды различна. Можно выделить три вида притока нефти (газа) к скважинам с подошвен ной водой: 1) вытеснение нефти происходит вдоль напластования за счет продвижения контурной воды, подошвенная вода не принимает участия в вытеснении или она малоактивна; 2) нефть поступает к скважинам в основном под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны; 3) приток нефти к скважинам осуществляется за счет одновременного продвижения контурных и подошвенных вод.
В первом случае подошвенная вода не участвует в вытеснении нефти, однако вследствие отбора нефти проявляется тенденция к
120