Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа, страница 60

скин-эффект в пластах с наивысшими ФЕС в разрезе. Это под­тверждается сопоставлением фактических дебитов скважин с расчетными (табл. 111.25) (расчетные дебиты определялись по д_к и соответствующим значениям /г_эф). Из табл. III.25 следует, что фактические дебиты скважин в большинстве случаев ниже расчетных, различие же тем больше, чем большая доля вскры­той мощности приходится на пласты с лучшими свойствами (в отдельных случаях фактическая продуктивность составляет лишь 10% потенциальной).

На месторождениях севера Тюменской области так же, как и на месторождении Газли, отмечается несоответствие фактиче­ских и потенциальных дебитов, обусловленное, по всей видимо­сти, значительной глинизацией прискважинных зон наиболее проницаемых и газонасыщенных пластов. Это связано с суще­ствующей технологией вскрытия и освоения пластов.

Если исходить из установленных в результате проведенного-группирования потенциальных дебитов, продуктивность сква­жин на Ямбургском месторождении при средней мощности должна составлять 3 млн. м³/сут.

Глава IV

МЕТОДЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА ПО КРИВЫМ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИНЫ

Обычно для определения коэффициента сопротивления в дву­членной формуле притока газа к забою скважины на промысле-проводят довольно трудоемкие гидродинамические исследова­ния. Между тем, используя методы статистического дифферен­цирования [40] при обработке кривых производительности скважины, можно существенно упростить получение характери­стик газоносного пласта.

Для этого необходимо каждую из функций x(t), получен­ных по данным работы скважины на обычном технологическом режиме, представить в виде суммы неслучайной составляющей, описываемой полиномом п-й степени и случайной составляю­щей, представляющей собой «белый шум».

При получении т-& производной случайной функции пред­полагается, что она в любой момент t зависит от всех значений реализации случайной функции в промежутке (t—Т, t) и не за­висит от значений ее вне этого промежутка. Здесь Т — конеч­ный интервал времени, называемый памятью.

Производную порядка k запишем в виде [46].

 = J t^kf{t)dt.                                                                                           (IV.

Пусть приток газа к забою скважины подчиняется двучлен­ному закону фильтрации

Ap* = aq + bq²,   Ар² = pi — pi                                                                                        (IV.2)

Рассматривая в качестве x(t) в одном случае Ap²(t), а в другом q из (IV. 1) и (IV.2) при т = 0 и п= 1, имеем [46]:

о

= (A('i)*(Mi

"о

ill

Остальные выражения записываются аналогично.

Взяв нулевую и первую производную в момент t, получим

при т = 0  Др_с²_р (0 = ag_cv + b (<?²)

 _cp;