Геология \ Разработка и проектирование месторождений природных газов

Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 57


- параметр нелинейности ИЛС.

a

Из (20) следует, что ИЛКС, т.е. зависимость АР2У от Q, имеет в общем случае достаточно сложный нелинейный характер.

Рассмотрим частный случай подобия нелинейных ИЛС, когда

и АР у = idem. Нетрудно показать из (20), что только в

2     2s

b =

где  АР = Р   -Р -

Cl

6 =

этом случае ИЛКС будет характеризоваться параболой

АР2У = а0 Q + b0 Q2,

где


131


b


П


£L


Если для всех скважин aci = idem и   6/, = fc, то

bu= bi/ n2.

В общем случае анаморфоза ИЛКС, т.е. зависимость AF^y/Q от g, будет иметь нелинейный вид.

Таким образом, производительность куста газовых скважин в общем случае

2                                 2                                   (21)


где


лг>2   _ р2 _ р2     2S. *-**■   у к     л   к   *   ук**   »


(22)


&щ


1 +


(23)



4


(24)


Анаморфоза ИЛКС имеет также нелинейный вид                                     и лежит в
области, ограниченной двумя прямыми:

•  снизу - (AP2yK/Q)=Akl+BklQ\                   (25)

•  сверху - (Apiyx / Q) = Ak2 + BkJQ;         (26)


'Cl

a,

/=i

в*,=


ИJ

I


2 "


132


При использовании (21) для куста скважин определяется сво­бодный дебит Qce или потенциальный дебит куста при Рук = 0,1 МПа, т.е. АР2Ук= Р2к- Предельные добывные возможности куста Qnp < Qce следует оценивать как некоторую норму отбора от свободного де­бита 5пр = (Qnp I QceX которая устанавливается по предельным нор­мам отбора скважин или установленным предельным значениям усть­евого давления, как это было показано выше.

Предлагаемый системный подход к оценке производительно­сти куста скважин позволяет при их проектировании учесть как инди­видуальные особенности скважин, так и условия их объединения в кусты.

Литература

1.  Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат,
1961. С. 387.

2.  Кристеа Н. Подземная гидравлика (перевод с румынского,
1958 г.). Т.2. М: Гостоптехиздат, 1962. С.285-293.

3.  Зотов Г.А., Поляков Ю.А. Новое в газодинамических методах
получения информации о неоднородных коллекторах // НТО. Сер.
Газовое дело. М.: ВНИИОЭНГ,1968. С.54.

4.  Андреев О.Ф., Бузинов С.Н., Букреева Н.А., Степанов Н.Г.,
Темин Л.С., Худяков О.Ф. Особенности разработки газовых место­
рождений Севера Тюменской области // НТО. М: ВНИИЭГазпром,
1974. С.43.

5.  Габриэлянц М.Г., Джабраилов А.Ю. Определение допустимо­
го количества скважин в кустах на газовых месторождениях Севера
Тюменской области // Основные технические решения по освоению
газоконденсатных месторождений п-ва Ямал. М.: ВНИИГАЗ, 1990.
С.15-19.

6.  Щелкачев В.Н., Пыхачев Г.Б. Интерпретация скважин и тео­
рия пластовых водонапорных систем, АзГОНТИ, 1939.

7.  Борисов Ю.П. Определение дебитов скважин при совместной
работе нескольких рядов скважин // Тр.МНИ. Вып.2. М.: Гостоптех­
издат, 1951. С. 170-184.

8.  Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М: Гос­
топтехиздат, 1949.

133


9. Зотов Г.А. Приближенные методы расчета показателей разра­
ботки газовых месторождений при газовом режиме и определение за­
пасов газа по данным эксплуатации // Реф.сб. Сер. Разработка и экс­
плуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № 3.     М.;
ВНИИЭГазпром, 1971. С.10-15.

10.  Зотов Г.А. О построении газодинамических моделей газово­
го пласта при расчетах показателей разработки //Реф.сб.Сер. Разра­
ботка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,
№ 9. М.: ВНИИЭГазпром, 1973. С.3-12.

11.  Белаш П.М., Сенюков Р.В. Применение и обоснование ис­
пользования агрегированных коэффициентов при оптимизации режи­
мов разработки нефтяных пластов // Организация и управление неф­
тедобывающей промышленности. 1971, № 1.

Скачать файл