Установившийся приток реального газа к горизонтальной скважине по линейному и нелинейному законам фильтрации
В соответствии с аналогией фильтрации несжимаемой жидкости и реального газа [66] известные решения для фильтрации несжимаемой жидкости легко преобразуются для фильтрации газа. Для этого необходимо объемный расход заменить весовым
С учетом уравнения газового состояния:
функция (1.1) принимает следующий вид:
где
Интеграл (1.3) рассчитывается численным способом. Усредняя параметры
Установившийся приток реального газа к горизонтальной скважине по нелинейному закону фильтрации. Задача решается по двухзонной схеме притока к горизонтальной скважине, дренирующей полосообразный однородно-анизотропный пласт с двухсторонним симметричным контуром питания (рис. 1.1). Получено следующее уравнение притока:
где
Усредняя параметры
Здесь
Рис. 1.1. Модель горизонтальной скважины
где
соответственно;
Установившийся приток реального газа с учетом содержания кислых компонентов. Наличие кислых компонентов оказывает существенное влияниена точность определения обобщенной функции Лейбензона:
где плотность газа Решая совместно (1.2) и (1.12), посленекоторых преобразований получаем выражение:
где
С учетом (1.13) и (1.14) левая часть уравнения притока (1.5) принимает следующий вид:
где
1.2. Приближенное аналитическое решение Алиева - Шеремета задачи притока реального газа к горизонтальной скважине по нелинейному закону фильтрации Двухзонная схема притока. Рассматривается работа горизонтальной скважины, эксплуатирующей полосообразный пласт, схематично показанной на рис. 1.2. В точной постановке решение такой задачи сопряжено с большими трудностями. Поэтому использованы некоторые упрощающие предположения, практически не искажающие физический смысл процесса фильтрации газа при нелинейном законе к горизонтальной скважине. Для этого истинная область фильтрации газа заменена такой фиктивной областью, в которой суммарное сопротивление пласта эквивалентно истинному фильтрационному сопротивлению [2]. При этом схема притока газа к горизонтальной скважине делится на две зоны: в первой зоне (рис. 1.2а) на расстоянии
где Рис. 1.2. Схема притока газа к горизонтальной скважине (по Алиеву и Шеремету)
Для случая, когда ствол скважины симметрично расположен по отношению к кровле и подошве пласта, эти коэффициенты могут быть определены для четверти показанной схемы задачи, исходя из условий:
тогда коэффициенты равны:
Для принятой схемы в первой зоне зависимость между градиентом давления и скоростью фильтрации будет иметь вид:
где
Интегрируя в пределах от от 0 до
где
Для второй зоны, где происходит плоскопараллельное движение газа, связь между давлением и дебитом представлена в виде следующего выражения:
Из уравнений (1.20) и (1.22) получаем связь между давлением и дебитом
Учитывая, что
Введем обозначения:
где С учетом (1.25) вместо (1.24) получаем формулу для определения дебита горизонтальной скважины, вскрывшей изотропный пласт и симметрично расположенной по отношению к его кровле и подошве:
Формула (1.26) не учитывает сопротивления ствола скважины при движении потока газа по стволу. При больших длинах горизонтальной части ствола и дебитах газа потери давления в стволе скважины могут оказать очень сильное влияние на ее дебит. Влияние анизотропии на производительность скважины [42, 37, 38]. Теперь рассмотрим влияние анизотропии пласта на производительность горизонтальных газовых скважин. Принимаем, что коэффициент анизотропии:
пропорционально изменяет газонасыщенную толщину пласта. Тогда предыдущая задача, решенная для изотропного пласта с учетом анизотропии, будет иметь следующий вид:
где
(1.29) Анализ формулы (1.29) показывает, что с уменьшением параметра анизотропии дебит скважины существенно снижается, а при стремлении
Определение забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважинах. Точность определения забойного давления, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах зависит от структуры потока газожидкостной смеси, режима потока, фазового состояния смеси и других факторов. Кроме того, на точность определения забойного давления горизонтальных скважин существенно влияет степень радиуса кривизны, и оснащенность горизонтальной части ствола фонтанными трубами, другими словами, конструкция скважины. В работе [67] рассмотрены следующие схемы определения забойного давления горизонтальных скважин (давления у торца горизонтального ствола): — скважина с большим радиусом кривизны и без фонтанных труб с горизонтальной части; — скважина с большим радиусом кривизны и частично оборудованная фонтанными трубами в горизонтальной части; — скважина со средним радиусом кривизны; — скважина с малым радиусом кривизны. 1.3. Методика расчета оптимальной длины горизонтального участка ствола скважины в зависимости от расхода закачиваемого газа в ПХГ [39]
В последнее время значительное число месторождений осваивается с использованием горизонтальных скважин. Техническая возможность бурения горизонтальных скважин позволила изменить стратегию освоения газовых месторождений, в том числе и подземных газовых хранилищ. При этом актуальной задачей остается обоснование длины горизонтально ствола скважин в зависимости от геолого-физических условий объекта эксплуатации, а также режимов работы скважин. Аналитическое решение задачи. Для расчета оптимальной длины горизонтального участка ствола скважины принимаются и обосновываются все необходимые геометрические исходные данные.
Определяется длина дуги кривизны от точки вертикального ствола до точки перехода в горизонтальный ствол по формуле:
где Рассчитываются показатели 2
Формулы Адамова для давлений на забое по вертикальному стволу в точке перехода к горизонтальному
В формулах (1.32)-(1.38) принимаются следующие размерности:
Параметры
Для горизонтального ствола в работе [2] получено решение для схемы прямоугольного пласта (рис. 1.3): Рис. 1.3. Схема притока к несовершенной галерее и горизонтальной скважине
где
Обозначая правую часть уравнения (1.39) через
и решая совместно (1.39) и (1.40), исключаем величину
где
здесь
где
где
нарушением линейного закона Дарси. Положительный корень квадратного уравнения (1.43) представляется в виде:
или, вводя соответствующие обозначения и учитывая значения формулам (1.44), получаем после ряда преобразований:
С учетом (1.50) и (1.51) зависимость протяженности
Воспользуйтесь поиском по сайту: ![]() ©2015 - 2025 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|