Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 113

A       ₌—LZlZ!—  -      R       -_..    _   __       -      Г      __L'='|—'J                                                                                                                            p\

™общ      _г                                          -,2   *         общ     _{г                                          ____} _,t   1      *~ общ     _г                                                                                     -,~> •>                                                  V-w

п

Z<     J.        !                                                      -Г-.                                                                            I    1

Ш■   I— - ;                                                 >  Ш   I

^ ' М   1.        !                                                                  *-1 Т I'll   ,

P.,.   - устьевое давление в НКТ.

Формула притока газа к забою скважины по i-му пропластку имеет вид

АР,² = P,l - P-L, =А_|.^+В_|.«₇,².                                                   (5)

Сравнивая формулу (4) с (5), получим

Д- = а,,     B_t = b, + г,,     ДР; = />~₇ - P²_ycm.e^2S' .                                                                       (6)

Скважины в кусте весьма незначительно различаются по глуби­не и составу добываемого газа, их устьевые давления также одинако^*                 Т                 *У                 *) Q

вы. Поэтому   можно принять равенство АР₍ = Р"_т — Р"_ст е" ' для всех скважин куста.

Следовательно, при вычислении общего дебита куста правомоч­на формула (1). Анализируя её, можно прийти к выводу, что зависи­мость ДР² = AP²(Q) несколько отличается от параболической. Кроме того, общие фильтрационные коэффициенты А_общ,В_о6щ,С_общ функ­ционально зависят отДР².

Рассмотрим зависимость для вычисления параметра \\i_h который входит в их состав.

В случае работы скважин при больших депрессиях на пласт

I ДР² »——\ значение параметра \^ можно принять равным 1.

Применительно к скважинам сеноманской залежи Ямбургского месторождения значение параметра \j/j лежит в пределах 1,05-1,1, а в скважинах, характеризующихся низкой продуктивностью в свя­зи с плохим вскрытием пласта при их освоении (при а, > 1 атм² ■ сут/тыс.м³), достигает 1,7. Поэтому представляется более целесооб­разным определять величины Л_общ, В_о6щ, С_общ с учетом истинных зна­чений ц/j. В связи с тем, что депрессия скважин в процессе их экс­плуатации изменяется незначительно, данный расчет достаточно вы­полнить только при одном (текущем рабочем) значении ДР².

Для анализа влияния изменения устьевого давления на опреде­ленный по формуле (1) (при постоянных значениях коэффициентов ц/j) дебит куста построена графическая зависимость Q = f(P_yan) для

102 куста сеноманской залежи ЯГКМ, представленная на рисунке. Для сравнения на этом же графике приведена аналогичная зависи­мость дебита куста, рассчитанная как сумма дебитов отдельных

265