|
|
Рис.1. Зависимость абсолютно свободных дебитов куста газовых скважин Qac от их числа п и размеров зоны размещения забоев R3
кривая 1 - Ry = 50 м ; кривая 2-Rj= 106 м
сут
|
35 -30 -25 -20 |
||||
|
15 -10 ■ 5 -0 |
||||
о
10
15
20
Рис.2. Зависимость абсолютно свободного дебита газовой скважины в кусте qac от
числа скважин в кусте п и размеров зоны размещения забоев Rs
кривая 1 - R,= 50 м; кривая 2 - R, = 106 м
129
Допустим, что при испытании одиночных скважин в начальный период (Рк = Рпл =10 МПа) были установлены начальные предельные параметры, устанавливающие начальные предельные добывные возможности скважины:
• предельная депрессия АРО = Рко - Рзо = 0,63 Мпа и ДРО= ДРО
/Рко= 0,063;
• начальный предельный дебит
скважины, соответствующий
АР0- Чпр.о = 3000 тыс.м3/сут;
• начальная предельная норма отбора 8про = (qnp.o/ Яас.о)= 0,12.
При использовании кустов скважин эти
предельные параметры должны относиться не к Рко = 10 МПа, а к Рср
0, значения которого зависят от параметров куста (числа скважин и R3). В общем случае предельные параметры ( АР0,
АРО, 6пр.о) зависят от пластового давления (в данном случае от Рср).
Рассмотрим частный случай, когда они
не зависят от начального пластового давления. В этом случае при сохранении
АР0= 0,063 = const или
5пр.о. = 0,12 = const для
различного числа скважин в кусте и величины R3
получаются различные величины
начальных предельных рабочих дебитов. При этом с увеличением числа скважин их предельные рабочие дебиты
будут уменьшаться. При п = 2 qnp.o
=2352 - 2508 тыс.м3/сут, при n =
4,qupo = 1620-1872 тыс.м3/сут. Аналогично уменьшается и
суммарный рабочий дебит куста.
Геомеханический анализ условий устойчивости призабойной зоны газовых скважин показывает, что для большинства коллекторов предельные депрессии уменьшаются с понижением пластового давления. Это приводит к необходимости снижать предельные депрессии для скважин куста в зависимости от начального среднего давления в зоне размещения забоев и его снижения в процессе разработки.
Таким образом, при выборе оптимальных характеристик куста необходимо учитывать и геомеханические факторы, влияющие на предельные добывные возможности скважин. По-видимому, здесь наиболее подходящим условием назначения предельных значений рабочих дебитов скважин и куста будет соблюдение условия 6пр.= Ьпр = const. Величина 8пр.о должна устанавливаться либо при проведении специальных исследований скважин, либо по аналогии.
130
Формы индикаторных линий кустов газовых скважин
Реальные кусты газовых скважин характеризуются тем, что индикаторные линии газовых скважин, как правило, имеют нелинейный характер, а их производительность определяется одинаковым устьевым давлением Ру или давлением в начале шлейфа (при установке штуцеров на устье скважины).
В этом случае вместо индикаторных линий скважин (ИЛС) более эффективно использовать так называемые кривые производительности (или псевдоиндикаторные линии) в виде
e2S =
Ь„ q
(19)
где bij = (b; + 0j); bj -коэффициент нелинейного сопротивления; 9j - известный коэффициент затрат давления на движение газа по стволу скважины (в общем случае включает и учет местного сопротивления в штуцере); e2S - известный коэффициент, характеризующий вес статического столба газа в стволе скважины.
В связи с нелинейностью ИЛС в формуле (19) их сложение для куста скважин и определение ИЛКС требует специального обсуждения. Используем известный прием, изложенный в [16].
Суммарный дебит "«" скважин, согласно (19), будет описываться формулой
|
«. |
|
2 К |
|
-1 |
\ 1/2
|
4ДР |
|
Г« I 2Ы |
(20)
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
