Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Рис. 2.5. Зависимость p * от QA в случае перетока газа в начальной стадии разработки залежи
77
Аналогичный вид зависимости (см. рис. 2.5) может быть при отсутствии перетока в однопластовом месторождении, когда средневзвешенное значение пластового давления занижено, например, вследствие того, что отсутствуют измерения в неразрабатываемых частях залежи.
Это было отмечено нами при анализе начального периода эксплуатации Ленинградского и других месторождений Краснодарского края.
2.5.4. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПРИ ТРЕХ И БОЛЕЕ ПЛАСТАХ, ОДНОВРЕМЕННО ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ ОДНОЙ ИЛИ РАЗНЫМИ СКВАЖИНАМИ
Исходные уравнения для трех пластов будут
Q1Ap1* = Од!, a2Ap2 = 0д2, а3Ap*3 = 0д3
и
где
Ap** = рні - Prii Ap2=Ap* 2 - рт2; Ap3 = рн з - р*з;
а1 = Оз1 /рні; а 2 = Оз2/рн2; а 3 = Оз3/рнз.
Складывая эти уравнения, получаем
aiAp* + a 2 Ap* + a 3Ap1J = (?. (2.65)
Последнее уравнение можно представить в виде системы уравнений, соответствующих разным периодам эксплуатации ti, t2, t3 и т.д.:
a i(Ap* )t1 + a 2(Ap2)t1 + a 3( Ap* = Qt1; (2.66)
ai(Ap* )t2 + a 2( Ap* )t2 + a 3( Ap* )2 = Qt2; (2.67)
ai(Ap* )t3 + a 2( Ap* )t3 + a 3( Ap* )t3 = Qt3 (2.68)
и т.д.
В уравнениях (2.66) и (2.68) три неизвестных: a2 и a3. Решая их совместно, находим эти величины.
Для увеличения точности получаемых результатов последовательно решаем следующие сочетания уравнений вида (2.65) для других периодов t2, t3, t4, затем для t3, t4, t5 и т.д.
78
Приближенность описанного метода обусловлена тем, что значения величины a 1, a2 и a3 определяются по отдельным точкам и, следовательно, в значительной мере зависят от точности замеров р и Q. Поэтому при необходимости использования этого метода следует обратить внимание на точность измерений этих величин.
2.6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕРЕТОКА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА
В процессе разведки многопластовых газовых месторождений первого вида (когда давление в залежах отличается на вес столба воды) в результате бурения при одновременном освоении нескольких горизонтов, аварийном фонтанировании, некачественной изоляции и других причинах возможно сообщение горизонтов, что приведет к перетоку газа. В многопластовых месторождениях второго вида (когда давление в залежах отличается на вес столба газа) переток газа может начаться в процессе их разработки, когда равновесие в пластовых давлениях нарушается из-за отбора газа не пропорционально запасам каждого горизонта.
Это фиксируется в остановленных скважинах после их эксплуатации с помощью глубинного шумомера и дебитоме-ра, которые отмечают места перетока и количество перетекающего газа.
На многопластовых месторождениях первого вида при отсутствии близкорасположенных потребителей специально осуществляется переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие с целью подсчета запасов по падению давления. Например, на месторождении, состоящем из двух пластов, пробурена всего одна скважина. Путем установки разобщителя и осуществления перетока газа из нижележащего горизонта в вышележащий можно оценить запасы газа обоих пластов до начала их промышленной эксплуатации.
2.6.1. УСЛОВИЯ ПЕРЕТОКА ГАЗА ПРИ СООБЩЕНИИ ДВУХ ГОРИЗОНТОВ
Рассмотрим методику расчета перетока при сообщении двух горизонтов в скважине (рис. 2.6).
Возможность перетока газа из нижележащего I в верхний горизонт II будет определяться разностью их началь-
79
а
7 O31^i ^J 1
Рис. 2.6. Схема перетока газа в случае сообщения двух горизонтов в скважине:
а — без фонтанных труб; б — фонтанные трубы спущены до нижнего горизонта
ных давлений за вычетом давления, создаваемого столбом газа.
Без учета потерь на трение начальный перепад давления.
Др = рні _ рн2еS ,
(2.69)
где s = 0,03415 (L L2)p (L1, L2
T7
-1 ср-^ ср
глубины залегания соответст-
венно нижнего и верхнего пластов, м; p — относительная плотность газа по воздуху; Гср, — соответственно средняя абсолютная температура газа между пластами и средний коэффициент сверхсжимаемости); р н1, рн2 — начальные давления соответственно в нижнем и верхнем пластах.
Перепад давления, определяемый по формуле (2.69), будет тем значительнее, чем больше расстояние между пластами
( L1 — L2).
Графики изменения P1, р2 от Q^t) приведены на рис. 2.7 и 2.8. Из этих графиков понятна методика определения запасов газа при осуществлении перетока и при известных запасах — методика определения общего количества перетекшего газа при перетоке Q11^ графическим путем.
Методику расчета перетока при сообщении двух горизонтов в скважине можно представить в виде:
р т*і = р ні _ Q/ot i;
(2.70)
( Р т1, Р т2 — приведенное давление соответственно в нижнем и верхнем горизонтах в данный момент), когда р т1 = р т2, закончится переток
80
Рис. 2.7. График изменения р* в зависимости от Q.
Рис. 2.8. График изменения р 2 в зависимости от Q.
рн 1 - Qi/a 1 = pн2 + Оп/a2.
Откуда общее количество перетекающего газа
п (1/a 2 + 1/a 1)"
Переток между пластами при сообщении их в скважине будет характеризоваться падением устьевого давления при отсутствии отбора с месторождения.
Если в скважину спущены фонтанные трубы до нижнего горизонта, а на буфере (на елке) и затрубном пространстве установлены манометры, то давления рг и рзт могут отличать-
