Понятие и определение параметров средней скважины.

В некоторых методах определения показателей разработки месторождений ПГ используется понятие средней скважины. Принимается, что ср-я скважина имеет ср-ю глубину, ср-ю длину, ср-ю конст-ю, ср-е допустим. дебит и депрессию, ср-е коэф-ты фильтр-х сопротивл-ий А и В. Преследуются две цели

1)По возможности наилучшем образом учесть разнодебитность скв.на м/р.

2) Расчетом показателей раз-ки м/р на основе ср-й скв-ы обеспечить наиболее достоверный прогноз, н-р, по потребному числу скв. Если на м/ии имеется значительное число скв., то параметры ср-й скв-ы опр-ся на основе методов статистики и теории вероятности. Однако из-за недостаточного объема информации они не применяются. Рассм. др. метод определения. Пусть на м/и имеется n г скв; по результатам исследований этих скв определены уравнения притока газа к кажд скв и допустимые дебиты для каждой скважины. Уравнение притока газа к скв

Δ p_i²= Δ p_{пл i}²- Δ p_{с i}² = A_iq_i(t) + B_i q_i ²(t), (1)

где i=1, n

Просуммируем все ур-я по всем скважинам.

1/n∑ Δ p_i²= 1/n ∑ A_iq_i(t) +1/n ∑ B_i q_i ²(t), (2)

Уравнение притока газа к сред скв

Δ p_ср²= A_срq_ср(t) + B_ср q_ср ²(t), (3)

примем

Δ p_ср²=1/n∑ Δ p_i² , (4)

q_ср= 1/n ∑ q_i, (5)

Подставив (4) и (5) в (3), получим

SDP_i²/n=A_ср× Sq_i/n+B_ср× (Sq_i)²/n² (6).

В (2) и (6) приравняем члены с одинаковыми степенями q и получим:

А_ср=(∑ A_iq_i)/(∑ q_i)

В_ср= (∑ B_i q_i ²)n² / n (∑ q_i²)= n(∑ B_i q_i ²)/

(∑ q_i²)

В расчетах принимаем Р_пл=Р

Р²-Р_с²=(Р-Р_с)*(Р+Р_с)=(2Р-δ)δ

δ = Р-Р_с

Δ p_ср²= δ _i ∑ (2Р_н-δ _i) /n

δ _ср=Р_н-√ (Р_н²-с)=const

q_ср=-A_ср/(2× B_ср)+[A_ср²/(4× B_ср)+(2× P_пл-d_ср)d_ср/В_ср]^{0, 5}

d_ср=Р_пл-(Р_пл²-[S((2× Р_пл-d_i)d_i)/n])^{0, 5}=const

16. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме " укрупненной" скважины.

В работе с исп-нием метода интегральных соотношений получено решение для случая экспл-и укрупненной скв-ны при переменном во времени дебите воды. Искомое приближенное решение:

P_н -P(R_з, t)= m_в× q_в(t) P(fo')/(2× p× k× h×) (1)

Вводится fo' – фективное безразмерное время

fo' = χ Q_В(t)/(R²_З q_в(t)) (2)

(3)

Фективное – т к формально Q_В(t)- накопленная добыча воды

Q_В(t)=интег(0, t) q_В(t)dt поэтому отношение [[Q_В(t)/[ q_В(t)]=[t]=T.

Если χ /R²_З=1, то fo совпадает со временем fo= χ t/R²_З, а fo' – не совпадает, только когда q_В=const и Q_В= q_Вt, Q_В/q_В =t и fo' совпадает с безразмерным временем fo'= fo

Согласно МПССС можем описать потери Р м/у контурами

P[R_з(t)]-P[R(t)]=P(R_з(t))- (t)=μ _Вq_В ln(R_З/R(t))/(2π k_Вh) (4)

Сложим 1 и 4, и учтем k_В=k^*_Вk

P_н- (t)= μ _Вq_В[P(fo')+(1/k^*_В) ln(R_З/R(t)]/ (2π kh) (5)

q_В(t)= 2π kh[P_н- (t)]/{ μ _В[P(fo')+(1/k^*_В) ln(R_З/R(t))]} (6)

Расчеты верны с расчетом по шагам времени. Описываем ступенчатой зависимостью.

Ур-е (5) вместе с (2) и (3) доп-ся ур-ем матер.баланса для ВНР, а также зав-стью z=z(P) и заданной динамикой отбора газа. Расчеты ведут по итерациям, т к одновременно присутствую несколько неизвестных (q_В(t); (t); R(t)), которые уточняются.

R(t)=[ R²_З- Q_В(t)/(π mh( -α _ост))]^0.5

y=y(Q_В(t)/( -α _ост))

17.Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие " эксплуатационный объект".

Многие ГМ и ГКМ являются многопластовыми. В нек-х случаях продуктивный горизонт целесообразно подразделять на отдельные объекты экспл-и, объекты разр-и, особенно если они разобщены друг от друга достаточно выдержанными по площади пропластками (глинистыми).Под эксплуатационным объектом понимают – продуктивный пласт или несколько продуктивных пластов, совмещенных в плане и дренируемых единой сеткой скважин. Особенности многопластовых мест-й. Важно установить проницаемость, слабую проницаемость или непроницаемость разделяющих перемычек. В нек-х случаях по данным разведочных скв-н можно ответить на этот вопрос, если одновременно выполняются следующие условия: 1) распределение начальных Р_пл по горизонтам подчиняется барометрической формуле;

2) контакты г—вода находятся на одной отметке;

3) составы г во всех горизонтах одинаковы, то с достоверностью можно утверждать о наличии газодинамической связи. При невыполнении указанных условий, а также при распределении начального Р в горизонтах по формуле гидростатики можно с уверенностью говорить об изолированности м/у собой продуктивных горизонтов. При указанной идентификации следует иметь в виду возможность отсутствия газодинамической связи м/у пластами и наличия гидродинамической связи в области водоносности. Тогда одно из перечисленных условий может выполняться. При разр-е многопластовых мест-й могут реализовываться: 1) совместная; 2) раздельная;

3) совместно-раздельная сетки скв-н; 4) комбинированная. В 1-м случае каждая скв-на одновременно дренирует два пласта и более. Во 2-м случае на каждую залежь или пачку бурится своя система скв-н. В 4-м случае для разобщения потока используется пакер. Продукция нижнего пласта поступает на поверхность по НКТ, верхнего - по затрубному пространству. Раздельная сетка скв-н применяется в следующих случаях: - каждый из пластов характеризуется высокой продуктивностью;

- один из горизонтов, чисто г-й, а другой – г/к-й;

- г одного из горизонтов содержит, а другого не содержит кислые или другие компоненты; - начальные Р_пл в горизонтах существенно различаются.

- один из горизонтов может разр-ся при одном, а другой при другом технол-м режиме эксплуатации (один представлен рыхлым, а другой — устойчивым коллектором). По последовательности освоения, при разр-е многопластовых объектов, могут приниматься следующие системы: - «сверху-вниз»; - «снизу-вверх»

Характерные периоды разработки месторождений природных газов (с точки зрения динамики отбора газа, условий подачи газа в магистральный газопровод, поддержания пластового давления, степени изученности строения).

Характерные периоды разр-и мест-й природных г. С точки зрения динамики отбора г выделяют три периода:

1) период нарастающей добычи; 2) период постоянной добычи; 3) период падающей добычи.

Такая тенденция характерная для средних и крупных мест-й. При разр-е мелких может оказаться, что период падающей добычи будет основным. Период нарастающей добычи осуществляется разбуривание мест-я, обустройство промысла и вывод мест-я на постоянную добычу г. В период постоянной добычи в ряде случае отбирается около половины начальных запасов газа мест-я, продолжается дальнейшее разбуривание мест-я и наращивание мощности ДКС до тех пор, пока это экономически целесообразно. Для периода падающей добычи газа характерно неизменное число добывающих скв-н, увеличивается число обводненных и выбывших из экспл-и скв-н. Он продолжается до достижения min рентабельного отбора из мест-я. При разр-е мест-й различают также периоды компрессорной и бескомпрессорной экспл-и. В настоящее время для дальнего транспорта исп-тся трубы большого Æ, рассчитанные на P 7, 5 и 5, 5 МПа.

С точки зрения последовательности ресурсов выделяют период ОПЭ и период промышленной экспл-и. В период ОПЭ г подается потребителю и одновременно происходит доразведка мест-я. Запасы категории А и В составляют 20%. В период промышленной экспл-и основная задача – оптимальное снабжение конкретных потребителей г и другой продукцией.

С точки зрения технологий разр-и выделяются 2 периода:

1) разр-а на истощение; 2) период с ППД.

Рабочие агенты могут нагнетаться в пласты ГКМ для предотвращения ретроградной конденсации и снижение потерь к-та, либо с целью повышения нефтеотдачи НГКМ. Рабочие агенты могут нагнетаться в мест-я с АВПД. Для ППД ГКМ могут быть: 1) вода 2) сухой газ 3) азот 4)углекислый газ 5) вода и газ, для залежей с АВПД исп-ть целесообразно воду. При разр-е ГКМ и ГКНМ могут осуществляться рециркуляция сухого г (сайклинг-пр-с). Различают полный и частичный сайклинг-пр-с. Сайклинг–пр-с заключается в добыче всего продукта, его отбензинивания и закачка сухого г. При полном сайклинг-пр-се ведется добыча к-та и коэф-т возврата г в пласт =1. При частичном Р не полностью поддерживается добыв-ся г и к-т. Это снижает пластовые потери ретроградного к-та.

С точки зрения изменения технико-технологических условий подачи газа в магистральный газопровод: а) бескомпрессорный период экспл-ии м-й или его участков; б) компрессорный период экспл-ии м-й или его участков. Продолжительность бескомпрессорного периода зависит от начальных пластовых давлений