Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации
8. ПРИМЕР РАСЧЁТА КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОВЕДEННЫХ НА ЯМБУРГСКОМ ГКМ
Рассмотрим метод расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Ямбургском ГКМ по данным исследования ООО "Ямбурггаздобыча" и сравним их.
Коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В определяются аналитически, по методу наименьших квадратов:
, (8.1)
, (8.2)
, (8.3)
и - коэффициенты фильтрационного сопротивления;
- коэффициент парной корреляции;
- число режимов.
Расчет проводится по программе (Приложение). Результаты приведены в таблице 8.1.
Таблица 8.1.
ООО "Ямбурггаздобыча" |
Графический способ |
Метод наименьших квадратов |
||||||||
Года |
1997 |
2000 |
2001 |
1997 |
2000 |
2001 |
1997 |
2000 |
2001 |
|
А, |
95,707 |
68,189 |
63,358 |
95,707 |
67,652 |
64,017 |
95,707 |
67,651 |
64,017 |
|
В, |
0,0023 |
0,0414 |
0,0472 |
0,0027 |
0,0429 |
0,0454 |
0,0027 |
0,0429 |
0,0454 |
|
R |
---- |
0,1288 |
0,8669 |
0,652 |
0,1288 |
0,652 |
0,652 |
Анализ полученных результатов показывает, что погрешность их определения составляет в среднем 2 %. Такая небольшая погрешность говорит о том, что расчеты проведены правильно.
8.1 Расчёт проницаемости по коэффициентам А и В
Параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макро шероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них и т.д.
Знания величин коэффициентов А и В возможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.
Рассчитаем коэффициент проницаемости:
(8.4)
где все величины даны в системе СИ.
Для анализа расчета проницаемости примем следующие данные.
Вязкость газа =1*10-5 Па*с.
Осредненный коэффициент сверхсжимаемости z=0,9.
Мощность пласта h=10 м.
Радиус контура питания Rк=250 м.
Радиус скважины rс=0,1 м.
Коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия С1=2.
Коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия С2=8.
Полученные данные приведены в таблице 8.2.
Табл. 8.2
Года |
1997 |
2000 |
2001 |
|
Проницаемость k, мкм2. |
6,178*10-3 |
8,740*10-3 |
9,236*10-3 |
Как видно из таблицы 8.2, проницаемость с годами возрастает. Из геологии нам известен интервал изменения проницаемости неокомовской залежи ( по I объекту 3,2*10-3…132,7*10-3 мкм2, по II объекту 0,64*10-3…372*10-3 мкм2), следовательно расчет проницаемости верны.