рі свердловини;
Tср -Середня температура газу в стовбурі свердловини;
d вн -Внутрішній діаметр фонтанних труб.
Розрахунок аналогічний розрахунку забійного тиску за формулою Адамова.
Розрахунок проводять методом послідовних наближень. Спочатку приймають Z=1 і визначають Qсв.ор, за яким знаходять відповідне орієнтовне забійні тиск:
Потім визначають Z ср.ор і знаходять нове значення дебіту і відповідне. За значенням знаходять таке значення. Розрахунок продовжують до тих пір, поки не буде виключено вплив нового Zср на тиск. Зазвичай другий наближення для практичних цілей буває цілком достатньо. Слід зауважити, що формула (2.8) справедлива тоді, коли швидкість витікання газу з гирла свердловини не перевищує критичної, тобто не більше 400 м/с. Швидкість витікання газу можна знайти з виразу:
де D - внутрішній діаметр труби, м;
Q - дебіт свердловини, тис.м3/сут.
При практичному закінченні газу вільний дебіт газової свердловини можна визначити за формулою:
Для визначення абсолютно вільного дебіту газової свердловини в двучленной формулою Дарсі достатньо вважати і вирішити квадратне рівняння щодо Q:
Якщо для вимірювання пластового тиску свердловину можна зупинити (тривалі періоди відновлення тиску або інші причини), то можна провести дослідження без її зупинки, вимірявши лише значення тисків і дебітів при її роботі. Для обробки результатів дослідження можна скористатися способом, запропонованим Ю.П. Коротаєва і Г.А. Зотовим.
Дійсно, якщо свердловину випробовували на декількох режимах, то для кожного з них можна написати двучленную формулу:
де n - порядковий номер режиму.
Віднімаючи (2.13) з (2.14), отримують:
Потім, приводячи вираз (2.15) до рівняння прямої лінії шляхом ділення правої і лівої частини на (Qn - Qi), отримаємо:
Отже, обробивши результати дослідження свердловини в координатах можна визначити шукані коефіцієнти А і В. В останньому випадку так само може бути використаний метод найменших квадратів для визначення коефіцієнтів А і В (рис). Тепер оскільки коефіцієнти А і В відомі, легко знайти пластовий тиск:
Методика проведення та обробки результатів дослідження свердловин
Тривалий час для плоскорадіальной і сферичної фільтрації газу для досконалих і недосконалих свердловин вважалися справедливими відомі формули, засновані на двучленном законі, по яких і проводили обробку результатів досліджень свердловин при стаціонарних режимах фільтрації та здійснювали розрахунки основних показників при проектуванні розробки газових родовищ при цьому рішення зводилися до формули (2.1), де для гідродинамічно скоєних свердловин:
де h - товщина пласта.
Одночасно, вже з самого початку застосування на практиці двучленной формули було відомо, що результати не підкоряються формулою (2.1). Для їх обробки Ю.П. Коротаєва ще в 1956 році була запропонована наступна формула:
де C - коефіцієнт, що враховує початкове додатковий опір, викликане в тому числі і наявністю рідини на вибої газової свердловини, що йде в пласт при її зупинці, та іншими факторами.
Обробка індикаторних ліній з урахуванням реальних властивостей газу.
Для обробки результатів дослідження газових свердловин методом сталих відборів використовують формули, отримані для ідеального газу. При високих пластових тисках і великих депресіях це призводить до спотворення виду індикаторних ліній, неправильної їх інтерпретації і до неточного визначення параметрів пласта.
При високих абсолютно пластових тисках і великих депресіях слід користуватися рівнянням припливу, отриманими для реальних газів:
;
де - приведені в'язкості при пластової температурі і при пластовому і забійній тисках;
? - в'язкість газу при абсолютному тиску 0,1 МПа і пластової температурі Тпл.
? - в'язкість газу при тиску p і пластової температурі Тпл.
Формулу (2.20) можна використовувати для визначення коефіцієнтів А і В, представивши її у вигляді:
На малюнку наведено порівняльні результати обробки даних випробування за формулою (2.21) і за формулою для ідеального газу перетвореної до вигляду:
При розрахунках за формулою отримують занижені значення коефіцієнтів А і В; для коефіцієнта А замість 64 отримуємо 57 тис.м3/сут, ...
