ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Современное представление о законах фильтрации жидкостей и газов в нефтегазоносных пластах. Отклонения от линейного закона фильтрации.

Особенности движения газа и газоконденсатной смеси в пласте, в стволе скважины и наземных коммуникациях обусловлено отличием и существенными изменениями свойств: плотности, вязкости, Z, теплоемкости при различных Р и Т. скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления и соответственно движение газа и газоконденсатной смеси описывается законом Дарси:

V=-k/мю*dP/dR.

Особенности притока газа к забоям скважин:

1. В реальных условиях з. Дарси нарушается, при этом линейная зависимость между скоростью и градиентом давления нарушается. В целом отклонение от линейного закона обусловлено:

- неоднородностью пласта;

- Т пласта;

- изменением физических свойств реального газа;

- изменением коллекторских свойств пласта.

В России используют формулу притока газа к забою скважины:

Р(пл)^2(t)-P(з)^2(t)=A*q(t)+B*q^2(t)

А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления продуктивных пластов;

[А]=[МПа^2·(сут./тыс.м^3)]

[В]=[(МПа^2·(сут./тыс.м^3)^2)]

q(t) – дебит газа на момент времени t.

Т.о, первая особенность притока газа к забою скважины – нарушение линейного закона фильтрации газа призабойной зоны.

2. Искривление линий тока газа. Это искривление происходит из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, то и по степени вскрытия. Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия находят свое отражение в повышенных значениях коэффициентов фильтрационного сопротивления и в уравнении притока газа к забою скважины.

Рис.2 списать.

1 – скважина полностью вскрывает продуктивный пласт до подошвы. Обсадная колонна спущена до кровли. Скважина совершенна по степени и по характеру вскрытия.

2 – обсадная колонна спущена до подошвы и проведена перфорация на уровне продуктивных пропластков. Скважина совершенна по степени и несовершенна по характеру вскрытия.

3 – открытый забой, пласт вскрыт не полностью, обсадная колонна спущена до кровли. Скважина несовершенна по степени вскрытия и совершенна по характеру вскрытия.

4 – пласт вскрыт не полностью, обсадная колонна спущена до забоя. Здесь самые большие значения коэффициентов фильтрационного сопротивления. Скважина несовершенна по степени и по характеру вскрытия.

А и В зависят: 1) от пластовой смеси; 2) ФЕС пласта (m, h); 3) геометрии зоны дренирования (это отличие вертикальных и горизонтальных скважин).

Приток газа к несовершенной скважине описывается уравнением – дельта Р^2(t)=A*q+B*q^2, но в коэффициенты А и В вводятся дополнительные коэффициенты, учитывающие несовершенство скважин по характеру и по степени:

А= мюzp(ат)Т(пл)/пиКh*ln(R(к)/R(c))+С(1)+С(2), где С(1) и С(2) коэф-ты, учитывающие несовершенство скважины по степени вскрытия;

В=р(ст)zp(ат)Т(пл)/2пи^2lh^2*(1/R(c)-1/R(к)-С(3)+С(4)), где С(3) и С(4) коэф-ты, учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.

3. Обусловлено притоком к забою скважин, т.е. происходит двухфазная фильтрация. Выпадение конденсата в пласте, особенно в призабойной зоне пласта (ПЗП), т.е. изменяются коэф-ты фильтрационного сопротивления. На месторождениях со значительным содержанием сероводорода в газе, на приток газа влияет выпадение элементарной серы в ПЗП.

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы дебит приходится ограничивать, чтобы не допустить разрушение ПЗП.

На особенности притока газа к скважине влияет высота подвески НКТ.

4. значительные потери давления в ПЗП.

5. приток газа в скважину зависит от качества цементирования, в результате перфорации получается различная сообщаемость скважины с пластом.

Особенности следует учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации притока газа к скважине.

Анализ поведения Рпл при разработке месторождения горизонтальными скважинами.

В случае разработки газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин если используется приближенные методы прогнозирования показателей разработки, разницы в методах оценки среднего пластового давления нет и они аналогичны методам применяемым при освоении залежи вертикальными скважинами. Поэтому следует обратить внимание на отличительные черты изменения пластового давления при освоении месторождений горизонтальными скважинами. При освоении залежи кустами наклонных скважин, изменение пластового давления обуславливается сравнительной близостью забоев скважин. При этом происходит неравномерное распределение пластового давления не только из-за распределения отбора газа по зонам, но и из-за интенсивного истощения в пределах активного влияния близкорасположенных забоев, что в конечном итоге отражается на дебитахскважин и обводненность этой зоны. При использовании горизонтальных скважин изменение пластового давления во времени и его распределение на площади зависит не только от отбора газа из зоны размещения скважин, но и их конструкции. Равномерность дренирования Г. И ГК. Залежей может быть обеспечена размещением и конструкцией горизонтального ствола. Значительная длина горизонтального ствола при определенных величинах скорости движения газа по стволу приводит к существенным потерям давления по его длине. Это означает, что забойное давление у начального участка и у торца существенно отличаются. Эта разница в давлениях становится более значимой, если горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами, при этом наименьшее давление имеет место у башмака фонтанных труб. Чем длиннее горизонтальный ствол и соответственно фонтанные трубы и чем меньше диаметр фонтанных труб, тем больше разница в значениях забойного давления у начала горизонтального ствола и у башмака.

Рис.3 списать.

Чем меньше диаметр фонтанных труб, тем больше потери давления в фонтанных трубах и тем меньше потери давления в затрубном пространстве при заданном диаметре обсадной колонны и наоборот. В любом случае из-за сравнительно большой разницы в давлениях между началом горизонтального ствола и башмаком фонтанных труб при различных их длинах и диаметрах происходит истощение залежи с различной интенсивностью. Депрессионная воронка, образующаяся вдоль горизонтального ствола, зависит от потерь давления в горизонтальной части ствола скважины. Изменяя или заранее проектируя различные длины горизонтального ствола и длину, и диаметр фонтанных труб можно отвести максимальные депрессии на пласт на различные расстояния от начального участка горизонтальной скважины. Возможность переноса сечения вдоль горизонтального ствола с максимальной депрессией на пласт позволяет сравнительно равномерно дренировать залежь и избежать обводнения.

При анализе поведения пластового давления в залежи, разрабатываемой системой горизонтальных скважин необходимо исходить из возможности оперативного регулирования распределения пластового давления путем изменения длины и диаметра фонтанных труб. При проектировании длины и диаметра эксплуатационных горизонтальных скважин следует исходить из возможного изменения конструкции фонтанных труб в процессе разработки. Для заданных диаметров и длины обсадной колонны можно путем подбора соответствующей конструкции фонтанных труб создать практически любую депрессию на пласт на любом сечении ствола. При анализе поведения пластового давления в залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, следует обратить внимание на расположение горизонтального ствола и вскрытие пропластков. В случае разработки многослойных, неоднородных, анизотропных пластов следует проанализировать степень истощения залежи по вскрытым пропласткам с учетом их взаимодействия.

Поэтому при проектировании число и расположение наблюдательных скважин должно быть установлено исходя из вскрытия пропластков горизонтальным стволом скважины, наклоном пластов, фильтрационных параметров и запасов пропластков. При этом наблюдательные скважины должны быть смешанных типов, т.е. часть из них должны быть вертикальными, а другая – горизонтальными.