- •8.1. Краткий обзор существующих работ
- •8.2. Построение обобщенного дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации однородной жидкости и газа в пористой среде при изотермическом процессе
- •(Источников) в пространстве
- •8.3. Приток к несовершенной линии стоков (скважине) в ограниченном пласте при наличии подошвенной воды
- •Прямоугольной формы за счет напора подошвенной воды
- •9. Методы расчета фильтрационных сопротивлений. Табулирование сложных функций
- •9.1. Краткий обзор существующих работ; постановка задач
- •9.2. Методы расчета фильтрационных сопротивлений при установившемся притоке жидкости и реального газа к несовершенной скважине. Табулирование функций
- •Ограниченном однородно-анизотропном пласте
- •Т абулированные значения функции
- •Экраном и относительным вскрытия пласта
- •Обусловленного нелинейным законом фильтрации
- •С1 от относительного вскрытия пласта при параметрах ρ0 и
- •9.3. Методика расчета фильтрационных сопротивлений при неустановившемся осесимметричном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине в неограниченном пласте.
- •При параметре
- •9.4. Методика расчета фильтрационных сопротивлений при неустановившемся притоке жидкости к несовершенной скважине в ограниченном пласте по линейному закону
- •9.5. Методика расчета фильтрационных сопротивлений, обусловленных перфорацией колонны
- •Пласта æ* при фиксированной глубине l0 пулевого канала (см)
- •Канала при фиксированном значении анизотропии пласта æ*
- •10. Интерпретация результатов исследования гидродинамически несовершенных скважин при нестационарной фильтрации
- •10.1. Общая характеристика прискважинной зоны пласта
- •10.2. Основы дифференциального и интегрального методов обработки кривых восстановления давления в пласте
- •10.3. Влияние учета несовершенства скважин на точность определения параметров пласта при интерпретации кривых восстановления давления
- •10.4. Влияние изменения проницаемости на характеристики пласта
- •Исходные данные для обработки квд
- •10.5. Определение радиуса кольцевой неоднородности по квд при дренировании однородно-анизотропного пласта несовершенной скважиной
- •Неоднородностью
- •10.6. Интерпретация кольцевой неоднородности пласта и скин-эффект в условиях плоско-радиального потока
- •Литература к гл. 8-10
- •11. Моделирование процессов статического конусообразования при разработке нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей
- •11.1. Сущность проблемы конусообразования
- •11.2. Моделирование процесса статического конусообразования
- •Статическом равновесии границы раздела
- •11.3. Методы расчета предельных безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой
- •При безнапорном притоке к несовершенной скважине
- •Воды в условиях напорного притока к несовершенной скважине
- •Зависимости от расположения интервала вскрытия пласта
- •11.4. Расчет предельных безводных дебитов несовершенных сважин и депрессий в газовых залежах с подошвенной водой при линейном законе фильтрации
- •Результаты расчетов погрешности d0 по формуле (11.49)
- •11.5. Решение задач конусообразования по двухзонной схеме притока
- •Определение ординаты x0 и функции е0(x0, r, )
- •Литература к гл. 11
- •12. Моделирование процессов динамического конусообразования при разработкЕ водонефтяных и газонефтяных залежЕй
- •12.1. Краткий обзор теоретических работ по конусообразованию
- •12.2. Упрощенные и строгие методы расчета времени безводной эксплуатации скважин с подошвенной водой
- •Скважины t от относительного вскрытия пласта
- •12.3. Методика прогнозирования продвижения границы раздела и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования
- •12.4. Уточненная методика расчета безводного периода эксплуатации несовершенной скважины при опережающей разработке нефтяной оторочки
- •12.5. Уточненная методика расчета времени прорыва нефти из оторочки к забою газовой скважины при опережающей разработке газовой шапки
- •12.6. Уточненная методика расчета времени прорыва газа из газовой шапки к забою несовершенной скважнны, дренирующей нефтяную оторочку
- •Залежи несовершенной скважиной
- •Литература к гл. 12
- •13. Установившийся и неустановившийся приток жидкости и газа к вертикальным трещинам грп и горизонтальным стволам
- •13.1. Установившийся приток к вертикальным трещинам и горизонтальным стволам скважин
- •Скважине и несовершенной щели в полосообразном пласте
- •13.2. Наиболее известные формулы дебита горизонтальных стволов нефтяных скважин при установившемся притоке
- •13.3. Определение дебита горизонтального ствола скважины по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений
- •Горизонтальной скважины по сравнению с дебитом вертикальной
- •13.4. Определение оптимального местоположения и дебита горизонтального ствола скважины, дренирующего нефтегазовую залежь с подошвенной водой
- •Залежи с подошвенной водой
- •Погрешность формул (13.4.1) и (13.4.2)
- •Определение безразмерного дебита 10 скважины-трещиы
- •13.5. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы вертикальными трещинами и скважинами
- •Расположением горизонтальной скважины
- •Результаты расчета оптимальных размеров а и b сетки размещения горизонтальных скважин и вертикальных трещин и их эффективности при исходных параметрах a, l
- •13.6. Неустановившийся приток жидкости и газа к несовершенной галерее (вертикальной трещине грп) и горизонтальному стволу скважины по двухзонной схеме
- •4.Приток к горизонтальному стволу
- •Трещины q0 от степени вскрытия пласта
- •5. Приток реального газа к вертикальной трещине грп и горизонтальному стволу по нелинейному закону фильтрации
- •13.7. Установившийся и неустановившийся приток жидкости к многозабойным горизонтальным скважинам
- •13.7.1. Некоторые типовые профили многозабойных скважин
- •Разработке нефтегазовых залежей
- •Воды горизонтальными стволами в плоскости (X, z)
- •(Y, z) при одновременно–раздельном отборе воды и нефти
- •Линиями нагнетания
- •13.8. Решение некоторых гидродинамических задач притока жидкости к горизонтальным стволам скважин на основе теории функций комплексного переменного.
- •Продуктивном блоке
- •Результаты расчета фукнкции f(ρ,
- •Литература к гл. 13
- •1.Чарный и.А. Подземная гидромеханика. Гтти, 1948.
- •Результаты расчета добавочных фильтрационных сопротивлений при
- •Табулированные значения функции фильтрационного сопротивления по формуле (9.3.4)
- •Значение безразмерных плотностей по формулам (11.25) и (11.26)
11.4. Расчет предельных безводных дебитов несовершенных сважин и депрессий в газовых залежах с подошвенной водой при линейном законе фильтрации
Движение газа предполагается установившимся, изотермическим и следующим закону Дарси. При эксплуатации залежи, вследствие неравномерного распределения давления на поверхности раздела газ-вода, образуются конуса подошвенной воды ниже забоя скважин (см. рис. 11.2). Возникает интересная для газопромысловой практики задача определения предельных безводных дебитов газа и предельных депрессий, при превышении которых в скважины прорывается подошвенная вода. Такая же необходимость в определении предельных безводных дебитов газа возникает и при эксплуатации подземных хранилищ газа в водоносных пластах при наличии подошвенной воды.
Если принять основное допущение приближенной теории устойчивых конусов [2], то расчет верхнего значения предельного безводного дебита можно выполнить, используя решение задачи о напорном притоке газа к несовершенной скважине. В такой постановке исследование этой задачи было выполнено Б.Б. Лапуком и С.Н. Кружковым [29] на основе приближенного решения Маскета [1] для притока жидкости к несовершенной скважине. При этом показано, что предельный безводный дебит газа, в отличие от предельного безводного дебита нефти, является функцией трех параметров r, и и решение дается графическое в виде семейства кривых для фиксированных значений параметра ρ0>1 Расчеты могут быть произведены по формулам и графикам для несжимаемой жидкости с погрешностью не более 10% [29].
Здесь рассматривается, та же задача, основанная на более эффективном решении 1.3 (17) [9] о напорном притоке к несовершенной скважине по линейному закону в широком диапазоне параметра r и не требующая дополнительного графического построения в отличие от [29]. Задача сводится к решению для притока несжимаемой жидкости с некоторым поправочным коэффициентом δ, что позволяет использовать уже имеющиеся графики для расчета предельных безводных дебитов. Дается также и оценка коэффициента δ.
Используем решение 1.3 (17) [9], которое для притока газа принимает вид
, (11.38)
где
Р0 – средневзвешенное начальное давление.
Условие установившегося безводного притока газа, когда водяной конус неподвижен, определяется из закона Паскаля
. (11.39)
Пусть предельная высота конуса воды определяется ординатой x=x0. Тогда, решая совместно (11.38) и (11.39), после некоторых преобразований получаем безразмерный предельный дебит для газовой скважины
; (11.40)
(11.41)
Сравнивая формулы (11.40) и (11.1), находим:
; (11.42)
. (11.43)
Формула (11.43) представляет безразмерный предельный безводный дебит по нефти.
Таким образом отпадает необходимость находить x0 и соответствующую ей функцию в формуле (11.40), связанную с распределением потенциала в пласте, т. к. они уже рассчитаны для притока несжимаемой жидкости (см табл. 11.1, рис. 11.3). А потому определение безводных дебитов в газовых залежах не представляет принципиальных трудностей. Формулу (11.42) можно записать в виде
. (11.44)
При достаточно большом значении , формула (11.44) упрощается
(11.45)
Выражение для размерного дебита с учетом (11.41) и (11.44) запишется формулой
, (11.46)
где
(11.47)
При достаточно большом значении формула (11.46) упрощается
. (11.48)
Итак, рассчитать предельный безводный дебит газа для газовой залежи можно по безразмерным графикам для предельного дебита нефти (см. табл. 11.1 и рис. 11.3). Из этой же таблицы определяются x0 и .
Представляется интересным оценить погрешность формулы (11.45) или (11.48). Нетрудно видеть, что их погрешность оценивается соотношением
(11.49)
Покажем минимальную и максимальную погрешность этих формул. За минимальную погрешность примем d% при r0=0,05 и =0,8, а за максимальную погрешность примем d% при r³100 и =0,1. Для заданных и промежуточных параметров r0 и значения предельной ординаты вершины конуса определялись из табл. 11.1. Результаты расчетов погрешности d% приведены в табл. 11.4.
Таблица 11.4