Cтраница 4
Рассмотрим теперь дебит скважины в условиях, когда к ее заб ю притекает газированная нефть. Такой режим фильтрации принято называть режимом растворенного газа. Сравнение результатов опытов по фильтрации газированной жидкости и фильтрации мертвой ( лишенной газа) жидкости показало, что при одинаковых дебитах жидкости значительно резче падает давление при движении газированной жидкости. Так же, как и при фильтрации нефти в условиях, когда давление вокруг скважины больше давления насыщения, в данном случае давление падает вблизи скважины еще сильнее. [46]
Выражая РЗ в ата у устья, мы этим самым учитываем и влияние глубины на дебит. Предположим, что мы имеем две скважины, отличающиеся только глубиной и имеющие одинаковое давление в пласте. Если бы мы, как предлагают Пирс и Pay лине, для С взяли Р3 в ата на дне скважины против пласта, мы получили бы для обеих скважин одинаковый дебит, и это было бы неверно. У глубокой скважины он будет немного меньше, так как в ней пласту приходится подымать над собой более высокий столб газа и на это тратить часть давления. [47]
Для заданного режима эксплуатации скважины качественный анализ влияния глубины спуска фонтанных труб на пысоту песчаных пробок может быть произведен только при учете расгределения добычи скважины в интервале перфорации. Как правило, вли шие пробки на производительность и ее увеличение после очистки забок от пробки устанавливаются путем сопоставления дебитов и давлений до образования пробки, в процессе эксплуатации и после очистки скважины от пробки. Характерно при этом изменение индикаторных линий, снятых на различных стадиях образования песчаной пробки. С ростом высоты пробки для получения одинаковых дебитов величина Af2 должна существенно возрасти. Влияние высоты пробки, независимо от глубины спуска фонтанных труб, остается незаметным, если нижняя часть интервала перфорации низкопродуктивная и в изотропном пласте высота песчаной пробки не превышает 10 - 20 % общей перфорированной толщины продуктивного пласта. Нарушение закономерности влияния пробки на производительность может иметь место лишь в том случае, когда скважина вскрывает несколько пропластков с различными характеристиками и устойчивостью на разрушение. [48]
Остаточные запасы по новым скважинам определяют с помощью тех же коэффициентов падения дебитов по тем же укрупненным интервалам. Для этого предварительно определяют число новых скважин в соответствии с проектом дальнейших работ и их начальные среднесуточные дебиты на основании карты дебитов по залежи. Для этого на структурной основе, где нанесены старые и новые скважины, около каждой старой скважины надписывается среднесуточный дебит последнего месяца эксплуатации. Затем по этим данным выделяются участки, характеризующиеся примерно одинаковыми дебитами. [49]
При разработке нефтяных залежей с применением заводнения эксплуатационные скважины размещают рядами ( батареями), параллельными исходному контуру нефтеносности, или же в соответствии с выбранной схемой площадного заводнения. При построении расчетной схемы залежь представляют состоящей из однотипных элементов геометрической формы. Обычно используют круговые и полосообразные элементы. Предполагают, что все скважины одного ряда эксплуатируются в одинаковых условиях: одинаковыми дебитами и забойными давлениями. Расстояния между скважинами в одном ряду также одинаковы. [50]
Однако при большом числе скважин подобные расчеты трудоемки даже при заданных дебитах. Для облегчения расчетов необходимо группировать скважины, влияние которых на ту или иную расчетную точку можно тем или иным способом обобщить. Иногда можно воспользоваться формулами для цепочек скважин, расположенных равномерно на отрезке прямой и имеющих одинаковые дебиты. Для этого эксплуатирующиеся скважины условно сносят на одну или несколько прямых линий в зависимости от их расположения и времени вступления в работу. Такое расположение скважин вдоль линии принято называть цепочкой скважин. [51]
Эту задачу необходимо решать при проектировании разработки газовых месторождений. Сложность здесь заключается в том, что из-за недостатка данных точно рассчитать дебит проектной скважины невозможно. Поэтому приходится идти на некоторые упрощения. В начале на месторождении выделяют зоны более или менее одинаковых продуктивных характеристик, таких, где можно ожидать примерно одинаковые дебиты скважин. Деление на зоны может быть проведено и по любому другому принципу. Например, очень часто скважины стараются размещать в сухих зонах пласта из-за опасности подтягивания языков обводнения. После того как зоны равных дебитов установлены, делят заданный суммарный отбор О по этим зонам. Причем в каждой из этих зон отбор считают равномерно распределенным. [52]
В этом случае увеличение числа скважин в равномерной сетке уменьшает коэффициент фильтрационного сопротивления / А в уравнении притока газа к скважине. Коэффициент фильтрационного сопротивления В практически не зависит от числа скважин. При этом все скважины схемы в находятся в одинаковых условиях, т.е. при сделанном допущении об однородности пласта по коллекторским свойствам эксплуатируются при одинаковых дебитах. [53]