ормулу (7), підставивши значення у вираз, отримуємо:
. Виходячи з отриманих значень, визначаємо безводний режим свердловини за формулою (6):
. За формулою (6) розраховувалося граничний безводний дебіт для різних значень відносних розтинів пласта. Отримані значення представлені в таблиці 2. З отриманих значень побудований графік залежності Q пр від h отн свердловини СБТ - 74, в якій видно, що при
h отн=0,4 Q пр=188,48 тис. м?/добу. (рис.5)
Таблиця 2. Залежність граничного безводного дебіту від відносного розкриття пласта СБТ - 74
h НД h отн Q пр 0001,30,1139,292,60,2173,503,90,3187,265,20,4188,486,50,5180,027,80,6163,009,10,7137,6510,40,8103,4111,70,958,741310
Рис. 5. Залежність Q пр від h отн свердловини СБТ - 74
Аналогічно проведені розрахунки для свердловин СБТ - 156 і СБТ - 163.
Результати розрахунку свердловини СБТ - 156 і СБТ - 163 наведені в таблиці 3.
Таблиця 3. Результати розрахункових показників свердловин СБТ - 156 і СБТ - 163
ПоказателіСБт - 156СБт - 163hотн0,260,83Rотн30003500А, МПа 2сут/тис м? 0,00049660,00015В, (МП · добу/тис.м?)? 1,12 * 10-62,75 * 10-6? г127,8117,3D10,443,14k01912,0715228,17Q * 17,0439,55Qпр, МПа374,84108,37
Значення Q пр залежно від відносного розкриття пласта свердловин СБТ - 156 і СБТ - 163представлени в таблиці 4 і в таблиці 5, відповідно.
Таблиця 4. Залежність граничного безводного дебіту від відносного розкриття пласта СБТ - 156
hвсhотнQпр0003,720,1272,547,440,2352,4311,160,3392,9414,880,4408,5318,60,5404,1522,320,6381,2326,040,7338,9329,760,8273,5233,480,9174,7237,210 Таблиця 5. Залежність граничного безводного дебіту від відносного розкриття пласта СБТ - 163
hвсhотнQпр0001,20,1100,372,40,2132,353,60,3150,134,80,4158,8760,5160,307,20,6154,878,40,7142,159,60,8120,4510,80,984,811210
Графіки залежності свердловин СБТ - 156 і СБТ - 163 представлені на малюнках 6 і 7, відповідно.
Рис. 6. Залежність Q пр від h отн свердловини СБТ - 156
Рис. 7. Залежність Qпр від hотн свердловини СБТ - 163
. Розрахунок безводного режиму з урахуванням зміни контакту газ-вода
У процесі розробки змінюються властивості газу, води, пористого середовища, товщина газоносного шару, становище ГВК, пластовий тиск і т.д. Ці зміни повинні бути враховані при прогнозуванні показників р?? зработкі [11]. Параметри, які входять в розрахункові формули для визначення гранично безводних дебітів, залежать від тиску, а тиск - від відбору газу з поклади в процесі розробки. Ці параметри визначаються за наступними формулами [3]:
(8)
де R c - радіус контуру газоносності поклади прийнятої кругової форми, м; Q в (t) - обсяг води, яка вторглася в газоносну частина покладу за час t, [тис.м? ] Визначається:
(9)
де k в - середня для води проникність водоносного пласта, мкм? ; h - товщина водоносного (газоносного шару) біля стінки укрупненої свердловини, м; ? в - динамічна в'язкість води, мПас; ? в - середньозважений коефіцієнт пьезопроводності, що визначається за формулою:
(10)
m - пористість; ?- Коефіцієнт об'ємної пружності, що визначається за формулою:
? в,? п - коефіцієнти об'ємної пружності води і пласта, - безрозмірна функція, що залежить від параметра Фур'є f0, що визначається за формулою:
(11)
Обчисливши Qв (t) на кожен момент часу, необхідно визначити Рпл (t) і h (t), а, по відомим Рпл (t) і h (t) - величину Qпл (t).
Значення поточного пластового тиску визначаємо за формулою:
(12)
де Рпл (t), - відповідно поточне і початковий тиск пласта, МПа; z (Рпл, Tпл), - початковий і поточний коефіцієнти сверхсжімаемості газу; Vн - початковий обсяг газоносної частини пласта, м ?; ? г - середній по поклади коефіцієнт газонасиченості пласта; Qдоб (t) - відбір газу з поклади за час t.
З урахуванням викладеного граничний безводний дебіт свердловини при рухомому контакті газ-вода і гіперболічному характері зміни товщини ізотропного пласта в привибійній зоні буде визначатися за формулою:
(13)
де Q * - безрозмірний безводний дебіт газової свердловини при рухомому контакті газ-вода і гіперболічному характері зміни товщини ізотропного пласта, визначаємо за формулою [16]:
(14)
...
