Сетевое издание

Современные проблемы науки и образования

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Каширина К.О. 1 Забоева М.И. 1

---

1 ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

В работах Е.М. Минского, А.Л. Хейна, Г.А. Зотова, С.М. Тверковкина, З.С. Алиева и иных рассматривалась данная задача в приближенной постановке. Задача о притоке реального газа к несовершенной вертикальной скважине при нелинейном законе фильтрации является весьма сложной и до сих пор не получила точного аналитического решения. Здесь рассматривается задача о притоке реального газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте с учетом анизотропии, на основе теории потенциала, а также предлагается несколько иной подход к расчету фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины по степени вскрытия и нелинейным законом фильтрации. На основе теории потенциала разработана методика определения предельных безводных дебитов и депрессий вертикальных газовых скважин в более строгой постановке задачи (использование двухзонной схемы притока, учет анизотропии пласта, средневзвешенного давления, добавочных фильтрационных сопротивлений).

Статья в формате PDF

141 KB

методика расчета

безводный дебит

вертикальная скважина

несовершенная скважина

газовая скважина

теория потенциала

1. Алиев З.С., Андреева С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы скважин. – М.: Недра, 1978. — 289 с.

2. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Пер. с англ. Гостоптехиздат. — 1949. — 626 с.

3. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, 1974.–224 с.

4. Телков А.П., Грачёв С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Ч. II). – Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 2001. — 482 с.

5. Телков А.П., Грачёв С.И. и др. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. – Тюмень, из-во ОООНИПИКБС-Т, 2001. — 460 с.

6. Телков А.П., Грачёв С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть I). – Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 1999–2000. — 328 с.

7. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965.

8. Стклянин Ю.И. Точное решение задачи о потенциале точечного стока в однородно-анизотропном пласте с осевой симметрией и конечным радиусом контура питания. ПМТФ АН СССР, 1962, № 2.

9. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 352 с.

В работах Е.М. Минского, А.Л. Хейна, Г.А. Зотова, С.М. Тверковкина, З.С. Алиева и иных[1] рассматривалась данная задача в приближенной постановке. Здесь рассматривается задача о притоке реального газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте в более строгой постановке, т.е. с учетом анизотропии, на основе теории потенциала, а также предлагается несколько иной подход к расчету фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины по степени вскрытия и нелинейным законом фильтрации.

В связи с этим к выводу уравнения притока газа можно подойти следующим образом. Для нелинейного закона фильтрации Е.М. Минским и И.А. Чарным предложено уравнение:

(1)

где ν – скорость фильтрации; ρг – плотность газа; l – коэффициент макрошероховатости [2].

Геометрия потока, очевидно, будет определяться функцией h=h(r) в области пространственного движения rc≤r≤Ro (рис. 1). Вся трудность решения состоит в нахождении уравнения кривой h=h(r), ограничивающей область потока, или, другими словами, уравнения линии тока. Размер зоны пространственного движения будет зависеть от многих факторов (например, не только от геометрии пласта (Rk,ho,b), но и от анизотропии пласта æ*, дебита, Q, градиента давления (gradP) и т.д.). И.А. Чарный [3] и М. Маскет [4] предлагают принимать радиус зоны пространственного притока Ro=ho. Будем аппроксимировать упомянутую линию тока уравнением вида [2]:

, (2)

где – некоторая функция, зависящая от несовершенства скважины по степени вскрытия, геометрии пласта и скважины, анизотропии пласта.

Рис. 1. Двухзонная схема притока к несовершенной скважине, обусловленного нелинейным законом фильтрации

Умножая левую и правую части уравнения (1) на ρг(P), применяя двухзонную схему притока и принимая размер зоны пространственного притока Ro=ho, учитывая уравнение состояния реального газа, вводя добавочные фильтрационные сопротивления С1, С2 и Со, обусловленные относительным вскрытием, нарушением линейного закона Дарси и перфорацией колонны, и интегрируя в соответствующих пределах по давлению и радиусу, после некоторых преобразований получаем известную двучленную формулу притока:

(3)

где

; (4)

; (5)

; (6)

; ; ; (7)

(8)

Обозначения в формулах общепринятые.

Для внешней зоны двучленная формула записывается как приток к «укрупненной» скважине радиуса Ro=ho (см. рис. 1):

(9)

где

(10)

Решая совместно (3) и (9) с учетом (4), и (10), получаем уравнения притока, характеризующие всю область дренирования:

(11)

(12)

Значения добавочных фильтрационных сопротивлений определяются по таблицам и графикам [5].

Для определения предельной депрессии по формуле (11) необходимо знать предельный безводный дебит Qпр газовой скважины при нелинейном законе фильтрации. Решение этой задачи связано с распределением потенциала в случае притока реального газа к несовершенной скважине. Такое решение пока не получено.

Используем уравнение для распределения потенциала скорости фильтрации Ф при линейном законе в случае притока несжимаемой жидкости к несовершенной скважине [6, 7]:

, (13)

где

; ; ; ; (14)

где Q – расход жидкости; ho – продуктивная толщина пласта; – относительное вскрытие пласта; положительный корень уравнения Jo()=0; Jo(x) – функция Бесселя первого рода нулевого порядка; J1(x) – функция Бесселя первого рода первого порядка; Sh(x) и Ch(x) – гиперболический синус и косинус; Ro – радиус контура питания; æ* – анизотропия пласта; Фо – потенциал на контуре питания; Ф – потенциал в любой точке пласта.

Преобразуем уравнение (13) для притока газа путем замены объемного расхода Q на весовой G и давления Р на функцию Лейбензона:

(15)

Используя уравнение газового состояния:

; (16)

интегрируя (15), обозначая сумму ряда уравнений (13) при через функцию , переходя от потенциала к давлению и решая совместно (13) и (15), получаем при:

(17)

Условие устойчивости конуса подошвенной воды определяется по закону Паскаля [2, 6]:

; (18)

Пусть предельная высота вершины конуса (см. рис.) определяется ординатой =. Тогда, решая совместно (17) и (18), после ряда преобразований получим формулу для безразмерного предельного дебита газовой скважины:

, (19)

где

; (20)

(21)

Здесь – функция безразмерного предельного дебита по жидкости рассчитана на ЭВМ в широком диапазоне параметров ξo, ρ и , затабулирована и представлена графическими зависимостями [6, 8, 9]; Po – начальное средневзвешенное пластовое давление газовой залежи; – ордината вершины устойчивого конуса воды.

Из соотношения (19) следует формула для предельного безводного расхода газа:

(22)

Параметр m определяет термодинамический характер расширения газа при фильтрации его из области высокого давления в область пониженного [3]. При m=1 происходит изотермическое расширение газа. В случае адиабатического расширения (Сv и Cp – удельные теплоемкости газа при постоянном объеме и давлении соответственно).

Следует заметить, что предельный безводный дебит , формула (20), рассчитывается в широком диапазоне параметров и по всему удельному объему дренирования [6,8], где Ro – условный радиус контура питания, составляющий половину расстояния между скважинами. Однако можно получить наиболее строгое решение исходя из двухзонной схемы притока (см. рис.).

Для внутренней зоны радиуса Ro=ho согласно (13) при ξ=ξо имеем:

. (23)

Для внешней зоны в соответствии с притоком жидкости к укрупненной фиктивной скважине радиуса Ro=ho по формуле Дюпюи находим:

. (24)

Совместное решение приведенных уравнений дает:

, (25)

где – безразмерная ордината вершины конуса воды; zo – ордината вершины конуса воды; – параметр размещения Ro=ho.

Состояние предельно устойчивого конуса выразим по уравнению Паскаля:

. (26)

Решая совместно (25) и (26), после ряда преобразований получаем:

; (27)

где Qo – определяется по формуле (21).

Для расчета предельного дебита газовой скважины следует в формуле (22) вместо принять по формуле (27).

Выводы

1. На основе теории потенциала разработана методика определения предельных безводных дебитов и депрессий вертикальных газовых скважин в более строгой постановке задачи (использование двухзонной схемы притока, учет анизотропии пласта, средневзвешенного давления, добавочных фильтрационных сопротивлений).

2. Приведены практические расчеты.

Рецензенты:

Грачёв С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Сохошко С.К., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.

Библиографическая ссылка