Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 6 страница

)

t, t\, tj+.| - час відповідно з початку пуску усіх свердловин, першої свердловини та (J+ 1)-ї свердловини, причому за _/ = 0 tp.\ = 0; ^-відстань від центру /-Ї свердловини до точки, де визначається зміна тиску Ар (наприклад, на контурі свердловини).

Ці ж формули можна використовувати і в разі змінного відбору <2(0 Ф const. Для цього дебіт, що змінюється в часі, замінюють ступін­частою лінією і вважають, що зміна (збільшення чи зменшення) дебіту відбувається ніби внаслідок пуску нової свердловини (видобувної чи нагнітальної) у тій самій точці пласта з дебітом, який дорівнює приросту (цодатньому або від’ємному) під час переходу від попереднього ступеня до наступного. Тоді зміна тиску за змінного дебіту 2(0 буде

г²

4к((-/_у*_])

де ДQj~Q}+l~Qj - зміна дебіту в момент часу і/, у - момент зміни дебіту з на 0}+й п - кількість ступенів зміни дебіту на момент часу і.

Отже, використовуючи подані формули, можна розрахувати зміну тиску в будь-якій точці пласта або на контурі (вибої) кожної сверд­ловини. Якщо свердловин багато, особливо за дебітів, які змінюються в часі, то розрахунки стають дуже трудомісткими. Тому для розрахунків використовують ЕОМ.

Іноді свердловини тим чи іншим способом групують, замінюючи групу свердловин однією розрахунковою свердловиною, прямоліній­ними або коловими рядами, стосовно до яких запропоновано розра­хункові формули. Є також формули для розрахунків за лінійного характеру зміни дебітів та ін,

Якщо задано не дебіти, а тиски як функції часу, то задача істотно ускладнюється, як і всі обернені задачі. У даному випадку результат додавання змін тисків від роботи окремих свердловин або їх. груп задано, а потрібно визначити вхідні доданки (дебіти). Для цього необхідно розв’язати систему алгебраїчних рівнянь першого степеня, яка складена за типом рівнянь (2.22) - (2.26).

Наведені формули справедливі для точкового стоку (джерела). Проте, як показали аналізи, ними можна користуватися не лише для звичайної свердловини із зведеним радіусом г = г_с, але й для збільшеної свердловини-нафтового покладу, що розміщений у водо­напірній області. Радіус збільшеної свердловини Я₃§ стосовно розглядуваного покладу, площа якого дорівнює визначається за формулою площі круга. Тоді для розрахунку зміни тиску на лінії ВНК (водонафтового контуру) в разі пружноводонапІрного режиму задача розв’язується для збільшеної свердловини з радіусом і відбором (дебітом) рідини, зосередженим у центрі збільшеної свердловини, за формулою (2.20) або (2.26). Задаючись радом значин відбору з покладу, можна дістали ряд кривих зміни тиску в часі, а також визначити відповідні тривалості розробки покладу до моменту часу, за якого тиск у покладі або на лінії ВНК не буде дорівнювати тиску насичення нафти газом р_н, або мінімальному (граничному) тиску фонтанування свердловини.

Якщо в’язкість нафти значно більша в’язкості законтурної води (навіть за пружного режиму в нафтовій частині покладу) або пружноводонапірний режим надалі переходить у режим витіснення газованої нафти водою (за рахунок пружності порід І рідини в законтурній області), то такі особливості мають бути враховані, У такому разі необхідно використовувати чисельні методи.

У результаті дослідної експлуатації покладу отримують фактичну зміну тиску в часі. Часто вона не збігається з теоретичною, прогнозною зміною тиску в часі, Різниця може бути зумовлена похибкою взятих середніх значин параметрів пласта (коефіцієнтів гідропровідностІ Ш\і і п’єзопровідності к), які встановлюються в межах вивченої, як правило, нафгонасиченої частини пласта, а також обмеженістю водонапірної області або замкненістю покладу, наявністю зони активного надходження води (наприклад, з інших пластів). Для зведення до від­повідності теоретичних даних фактичним, тобто для адаптації взятої моделі, вводять адаптаційні коефіцієнти 'і і гі (на погодження) у формулу (2.20) або (2.21):

(2.27)

(2.28)

де 'і та _2 - відношення відповідно коефіцієнтів гідропровідностІ І п’єзопровідності у нафтовій І водяній зонах.

Значини коефіцієнтів г\ та гг визначають за фактичною кривою змі­ни тиску. Для цього записують, наприклад, рівняння (2.27) для двох моментів часу, а з цієї системи двох рівнянь визначають дві невідомі величини 2\ та

Записані формули справедливі для нескінченних пластів; з достатньою, для практичних цілей, точністю їх можна використовувати і для обмежених пластів, якщо параметр (критерій) Фур’є

Ро = К і/К_к < 0,3, де Л_к-радіус зовнішньої межі пласта.

Для покладів Із замкненою водонапірною областю зміну середнього тиску р можна встановиш з диференціального рівняння виснаження обмеженого пласта на замкненопружному режимі:

& = -Ш, (2.29)

dt p*F

де V- об’єм пласта, насиченого рідиною.

Для законтурної водонапірної області з радіусами меж і зниження середнього тиску в другу фазу розвитку пружного режиму (збурення тиску досягло межі Д_к) можна записати наближено з рівняння (2.29) аналогічно формулі (2.26) у вигляді:

4РзакЯ> =------- -f ₇ І ^дQj(t-tj-\), (2.30)

nkh(Ri-X*₆)j = \

^ДЄ^ ^{= Г; =}

З урахуванням настання квазі усталеного розподілу тиску, однакового темпу зниження тиску в усіх точках пласта з наближеної формули середнього тиску в кільцевому пласті можна записати зміну тиску на контурі збільшеної свердловини, якщо Q = const:

ДРзб(') = 4Рзак(0/21п-

зб

Отже, аналітичні розрахунки параметрів розробки нафтового покладу стосовно до пружного режиму базуються на використанні основної формули пружного режиму і методу суперпозиції. їх виконання доцільне для оперативного, наближеного прогнозування показників розробки.

Розрахунки стосовно до режиму розчиненого газу

Режим розчиненого газу починається в пласті або з початку розробки його, якщо початковий пластовий тиск р_п дорівнює тиску насичення нафти газом р„, або після виснаження пружної енергії, якщо поточний пластовий тиск р„ стає рівним тиску насичення р_н, тобто

КОЛИ

Пластова енергія визначається кількістю розчиненого газу в

одиниці об’єму нафти і рівномірно розподілена по покладу. Тому

свердловини доцільно розташовувати по рівномірній (квадратній чи

трикутній) сітці, якщо не передбачається заміна режиму

розчиненого газу іншими режимами.

Розрахункова модель - це однорідний (за властивостями

колектора і нафти) пласт у вигляді кругового циліндра з

концентричною всередині свердловиною. Радіус основи циліндра

розраховується з формули об’єму циліндра за питомим

нафгонасиченим об’ємом порового простору (за балансовими

запасами нафти) покладу, який припадає на одну свердловину:

V =5 Ьт(І - я)/и, пит п ^у зв ’

де 5л, /(, т - відповідно площа нафтоносності, ефективна товщина і коефіцієнт пористості порід покладу; $_зв - водонасиченість колектора; п - кількість свердловин.

При цьому відстані між свердловинами за квадратної сітки

становлять 2о = К л/їг, а за трикутної сітки 2а = К І уіЗ.

У методиці розрахунків прийнято, що відносні коефіцієнти проникності залежать тільки від насиченості йор нафтою, зв’язана вода відноситься до скелету' породи, а ефектами гравітації, сегрегації, першою фазою режиму та інтерференцією свердловин можна знехтувати. Розрахунки виконують за методом послідовної зміни стаціонарних станів для одної свердловини, а отримані результати поширюють на весь поклад.

Для розрахунку показників розробки (дебітів, тисків, газового фактора, нафтовилучення і періоду розробки) потрібно попередньо визначити залежність між нафтонасиченістю $_к і тиском р_к на непро­никному контурі розрахункової моделі. Таку залежність отримано з рівнянь матеріального балансу для нафти і газу та виражено наближеною формулою (похибка, в основному, не перевищує 1%):

G- ^s(PKi)

Pro „ _п „ чРг(Рю) Рг^кг + О

, -„</>«,> р_ГО * Р_Г0 (2.31)

^К' ^{+ 1}' г + ’

^^Г0. ₊.М^к/-ц)

^вн^к/ + 1^ Pro де G. - середній газовий фактор в інтервалі зміни тиску на контурі

моделі від р_к до ркі+і за середнього тиску Р_КІ=ІР_КІ ⁺ Р_{кі +} \)^{12 1}

насиченості % на початку інтервалу:

Оі = + (2.32)

Иг^Рк/) Pro Pro

^s(Pvj) - маса газу в одиниці об’єму розчину за тиску р_ю; в„(р_ю),

М/((Рю) - об’ємний коефіцієнт і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти

за тиску р_ю, 5щ+і - нафтонасиченісгь пор за тисків р_ю, р_а+],

причому Рк > Ркі+Ь pro. Рг(Рк/). Иг ІРкі) ~ густина газу за стандартних умов (за тиску ро і температури То) та за тиску р_кі і пластової температури Т_т та іппамічний коефіцієнт в’язкості газу за тиску р_к,. НЧ⁵іа) ⁼ k_r(s_KI) /к_н (■їй) - відношення відносних коефіцієнтів

проникностей газу Av(s_Ki) і нафти &hCs_k,).

Усі ці залежності властивостей нафти, газу, відносних коефіцієнтів проникностей беруть за лабораторними даними стосовно до розглядуваного покладу. Для зручності розрахунку у формулі (2.31) можна взяти таку рівність:

РгІРкі)... Ркі^т0 Pro Po^z(Pki)^пл •

яка випливає з рівняння Клапейрона - Менделєєва і в якому z(p_KI) - коефіцієнт стисливості (иадстисливості) нафтового газу як функція тиску за пластової температури.

Якщо відсутні залежності \|/(s_w-), kj(s_Ki), &_н(%) для розглядуваного покладу, то можна використати відповідні графіки або таблиці, які опубліковано в літературі. Залежність \|/(j-_Kj) можна розрахувати за результатами попередньої дослідної розробки покладу. Для цього, використовуючи формулу (2.31), можна обчислити зміну нафтонасиченості від тиску за відомих значин газового фактора, з формули (2.32) визначити *(/(%) і побудувати графік її зміни. Це забезпечить більшу відповідність проектних і фактичних показників розробки.

Формула (2.31) дає змогу за значинами і на початку Інтервалу Рк+і знайти %+/* Достатня точність розрахунку забезпечується за інтервалу зменшення тиску рщ - р_ы-+ [ = 0,1 МПа.

Тоді поточний коефіцієнт нафпговилучення в разі режиму розчиненого газу за тиску р& буде:

Уа - V; V: в„(р_і,_с.)

_п _ Л—= ЛІ-КО^ (2.33)

^0 Ъ ⁵кі ^вн(РкО де У₀ = У ^_ко/<?_н(р_ко); 1) - К5_Ю/в_н(рк,) - запаси нафти в пласті відповідно у початковий (за тиску р_ка і насиченості 5_ко) і в поточний момент часу; У- об’єм порового простору (без зв’язаної води).

Дебіт свердловини по нафті визначають за формулою:

(2.34)

1п^~-

^гс 2

і дебіт по газу

Й_Г=Й_И<3, (2-35)

& (^)

де Н_к - На = І ——-------------- сір - різниця узагальнених функцій

_РвИ_н(Р)в_н(Р)

Христиановича для відповідних тисків на контурі р_к і на вибої свердловини р_в.

Зв’язок між параметрами в часі встановлюють за рівнянням матеріального балансу для нафт, відповідно з яким різниця запасів нафт в пласті дорівнює накопиченому відбору нафти:

^Уз<£ко\_!Ш='_{к л>} (2.36)

•„<"> О"

2 2 2 де У = л(Л_к — г_с) Ьп (1 -) = пК_к Ит (1 -,у_к) - нафгонасичений

об’єм пор у початковий момент часу.

Після диференціювання рівняння (2.36) та Інтегрування дістанемо вираз для терміну розробки покладу:

" Кр)

t = nR_Khm(l-Ss_B) J —d

Рко^{Ян V}

Порядок розрахунків показників розробки залежить від заданих граничних умов на свердловині (або q_H = const, або p_s = const, або ір₃ змінні в часі).

За даними аналізу результати розрахунку значно залежать від неоднорідності пласта, темпів відбирання нафти. Так, коефіцієнт наф- товилучення, який розраховано для моделі однорідного пласта, є вищим (стосовно до родовища Жегибай на 17%) коефіцієнта нафго- випучення, визначеного для моделі шарово-неоднорідного пласта, за один і той же термін розробки нафтового покладу (18 років). Для

о гримання такої ж знач ини коефіцієнта нафтовилучення (10%) неоднорідного пласта тривалість його розробки має бути в 2 рази більшою порівняно з розробкою однорідного пласта. Родовище розбурюєгься свердловинами протягом 3-5 років. Урахування інтер­ференції і темпів введення свердловин в експлуатацію призводить до зниження коефіцієнта нафтовилучення із елементів до 2,1*7,4% проти 12,5%, отриманих з розрахунків за розглянутою методикою.

Режим розчиненого газу малоефективний навіть у випадку малов’язких нафт. Якщо все-таки треба вирішувати питання щодо можливості Існування його в покладі або щодо оцінки ефективності різних методів діяння на поклад (режим розчиненого газу береться за “базовий” варіант розробки), то для розрахунків показників розробки покладу на режимі розчиненого газу, доцільніше розв’язувати системи диференціальних рівнянь багатофазної фільтрації чисельними методами, наприклад, за методикою ВНДІ-2, яку розглянемо нижче.

§ 2.5 Розрахунки технологічних показників розробки покладів у випадку витіснення нафти водою

Водонапірний режим витіснення нафти водою - основний у практиці розробки нафтових родовищ. Тенденція в розвитку методик розрахунку технологічних показників, як зазначалось, полягає в максимальному наближенні математичних моделей до реальних умов родовищ (відмінність в’язкостей, багаггофазність руху, неоднорідність пласта та ін.), у максимальному врахуванні особливостей будови кожного конкретного пласта.

Нижче, з методичних позицій щодо аналізу впливу різних природних і технологічних чинників на процес видобування нафти, послідовні' розглянуто аналітичний метод еквівалентних фільтраційних опоріи. основи теорії поршневого І непоршневого витіснень; принципові поло ження побудови сучасної розрахункової методики на приклади методики ВНДІ-2, а тжож наближеної аналітичної методики ВНДГ-1.

Розрахунок показників розробки покладу з використанням методу еквівалентних фільтраційних опорів

Метод еквівалентних фільтраційних опорів - основний аналітичний метод визначення кількісного зв’язку між дебітами свердловин і тисками на їх вибоях та на контурі живлення пласта (нагнітання води) в умовах жорсткого водонапірного режиму.

Суть методу полягає в заміні повного фільтраційного опору реаль­ному потокові рідин складної конфігурації кількома еквівалентними (рівнозначними) послідовними або паралельними фільтраційними опорами простіших (прямолінійно-паралельних, плоскорадіальних) потоків. Зрозуміло, що така заміна вносить певну похибку в результати розрахунку, яка проте допустима в разі недостатньої точності вхідної геолого-промислової інформації.

З підземної гідрогазомеханіки відомо принцип електрогідро- дітатчної аналогії (ЕГДА), згідно з яким сила електричного струму І відповідає витраті рідини (дебіту {?), різниця напруг АІ/- різниці тисків (депресії тиску Ар), електричний опір провідника Лап - фільтраційному опору пласта /їф. Принцип ЕГДА легко виводиться з аналізу формул закону Дарсі або Дюпюї І закону Ома:

__ к$п(Рпп ~~ Рв) _ АР _ &Р. /238)

⁴ _и_^ ^V * ^}

к8_п

_{ч =} -р,) ₌_ь_{р =}Ае, ₍₂₃₉₎

-ї-1г^ ^Лф

г_с 2лкіг г_с

/ = ДС/ / Д_ел, (2.40)

де к - коефіцієнт проникності пласта; іУ_п, Ь - площа поперечного перерізу і довжина смугоподібного пласта; |і - динамічний коефіцієнт в’язкості рідини; И, Я_К - товщина і радіус контура кругового пласта; г_с - радіус свердловини; Ар -р_т -р_в - депресія тиску (різниця

пластового р_т І вибійного р_в тисків); /її - —Ь - фільтраційний

и Л

опір у смугоподібному пласті; ЯІ = —— 1п— - фільтраційний опір

2пкІі г_с

у круговому пласті.

Дебіт одної свердловини в прямолінійному нескінченному ряді стосовно усталеного припливу однорідної нестисливої рідини можна записати:

Перший доданок П у знаменнику, як неважко помітити із зіставлення з формулою закону Дарсі, дорівнює фільтраційному опору в смугоподібному пласті на ділянці довжиною Ь від контура пласта до галереї, розташованої на лінії ряду (’’галереєзація” ряду). Площа поперечного перерізу пласта, яка припадає на дану свердловину з ряду, дорівнює добутку товщини пласта /г на ширину 2а, що дорівнює відстані між свердловинами.

Другий доданок ш дорівнює фільтраційному опору в круговому пласті з радіусом контура о/тс.

Отже, складний фільтраційний потік можна поділити на два простіших: прямолінійно-паралельний потік від контура пласта до галереї, розміщеної на лінії ряду свердловин; плоскорадіальний потік у середині галереї в круговому пласті з довжиною контура = 2о, тобто Л_к = а/я. Величину П прийнято називати зовнішнім фільтраційним опором (на зовнішньому шляху від контура до галереї), а (О - внутрішнім фільтраційним опором (всередині галереї), який враховує збільшення опору припливу рідини у свердловину порівняно з галереєю, довжина якої 2а. Сума опорів означає їх послідовне з’єднання.

Аналогічно для кругового пласта дебіт одної свердловини в концентричному круговому ряді

2пЩр_пл ~р_в)

, *к, *1 (1 «1п —— + 1п —-

I ^я\ ^юс) ^ПЛ “ Рв

де п = 2кИ\/(2о) = яЯ[/о - кількість свердловин у ряді; - радіус лінії розміщення кругового ряду свердловин.

Перший доданок І1 у знаменнику є фільтраційним опором частини кругового пласта (сектор з кутом 2<з!К\, радіан) від контура до кругової галереї довжиною 2<з!Я\ і радіусом И\, а другий доданок 0) - внутрішнім фільтраційним опором припливу до свердловини всередині галереї в круговому пласті з довжиною контура 2кЯ_к = 2о. тобто К_к = СТ/Л. У цьому разі складний потік до одної свердловини в круговому ряді можна поділити на плоскорадіальний потік від контура до кругової галереї і плоскорадіальний потік до свердловини всередині галереї.

Дебіти відповідно прямолінійного і колового рядів

			(2.43)

п

0- Тяі = я^п~^п

і = 1

(2.44)

2пк/і /г₁ п 2пкк жг_с

Звідси випливає, що приплив до усіх свердловин можна розглядати як паралельне з’єднання провідників з однаковими опорами (£ї + ю). Таким чином, фільтраційний потік до свердловини можна подати еквіва­лентною схемою електричних опорів і для розрахунку використовувати закони Ома і Кірхгофа (перший або другий закон), розуміючи відповідно до принципу ЕГДА, під силою струму, різницею напруг і електричними опорами їх аналоги - витрату рідини, перепад тисків, фільтраційні опори.

Стосовно до багагорядної системи свердловин пласт також подається простою геометричною формою - прямокутною або круговою. Реаль­ний потік між свердловинами сусідніх рядів замінюється фільтрацією між “проникними” галереями з внутрішніми фільтраційними опорами свердловин всередині галереї, які доповнюють зовнішні фільтраційні опори між галереями. Тоді, подаючи фільтраційну схему пласта еквіва­лентною їй електричною схемою опорів і застосовуючи стосовно останньої закони Ома і Кірхгофа, складають рівняння інтерференції рядів свердловин для розрахунку дебітів або вибійних тисків.

Складемо ці рівняння для кільцевого (кругового) однорідного за проникністю і товщиною пласта з коловими концентричними рядами свердловин (рис. 2.І). Для цього використаємо другий закон Кірхгофа, згідно з яким на основі ЕГДА перепад тиску між двома точками схеми дорівнює сумі добутків дебіту рідини в межах ділянки на фільтраційний опір цієї ділянки. Отримаємо систему рівнянь інтерференції (взаємодії) рядів свердловин:

Рисунок 2.1 — Схема кругового пласта (а) і еквівалентна схема опорів (6)

Рк - Рв\ = &1

і=1

Рк ~Рв2 =^1 ££?(+^2 ££?; +(02^2 і=1 і-2

З З

Рк ~~ Рв2 = Ц ЛЯі + ^2 ^{+ й}збз ^{+ ю}збз

/=1 /=2

де /?_к - тиск на контурі живлення пласта; /?„,■ - вибійні тиски свердловин і-го ряду; О, - дебіт усіх свердловин і-го ряду;

ш,* = ——— Іп —-------- внутрішній фільтраційний опір, однаковий

¹ щ Іпкії т_сі ^И

для кругових (кільцевих) і смугоподібних пластів;

її. = —-— 1п ‘ ~' - внутрішній фільтраційний опір ї'-го раду; г_сі- щ, 2кк/і

СГ| - радіус і кількість свердловин, половина відстані між свердловинами /-го раду (о; = кЯ/п[); ^ - радіус /-го раду свердловин.

Поклад можна схематизувати сектором, тоді у вирази оз; / Ц замість 2к потрібно підставити величину кута ер сектора в радіанах.

Кількість рівнянь у системі має дорівнювати кількості рядів свердловини.

Аналогічні рівняння інтерференції складають для смугоподібного покладу, лише зовнішній фільтраційний опір і відстань між

ід В

свердловинами відповідно становлять 0,_і = — Ь:; 2ст_;- = ——, де

/с/г£_п п-₍

В_п - ширина покладу; Ц - відстань між сусідніми радами або між контуром живлення і першим рядом.

Узагальнене рівняння інтерференції рядів свердловин у бататорядних системах для смугоподібного і кругового (кільцевого) покладів на основі системи рівнянь (2.45) можна записати так:

де j, N - відповідно кількість рядів, що передує /-му ряду, і загальна кількість одночасно працюючих рядів.

Рівняння інтерференції ще складають шляхом обходу схеми опорів ВІД Рву/ до Рщ, тоді

N

PbJ—1 ~ Рв/ ⁼^_/ 2 Qi ^+toiöj ~ ^ j-lQj-l- (2-47)

‘=j

Під час проектування задача розв’язується стосовно до однієї з таких граничних умов: а) задано вибійні тиски; б) задано дебіти свердловин; в) в одних рядах задано вибійні тиски, а в інших - дебіти свердловин. Тоді визначають відповідні величини: дебІта, вибійні тиски або дебіти і вибійні тиски.

Звичайно задають вибійні тиски, виходячи з технологічних і технічних умов (мінімальний вибійний тиск фонтанування сверд­ловин, допустимий ступінь зниження вибійного тиску нижче тиску насичення нафти газом та ін.). Тоді із системи рівнянь типу (2.45) визначають дебіти рядів свердловин сумарний відбір Із покладу

N '

(дебіт покладу) 2сум ⁼ £ £?і > дебіти свердловин у покладах

/ = 1

q\ = Q\iщ. Зазначимо, що знайдені таким чином дебіти є сталі в часі. Тоді загальний термін розробки можна знайти діленням величини видобувних запасів нафти на сумарний відбір. Накопичений видобуток нафти на будь-який момент часу лепсо розрахувати множенням дебіту на тривалість часу розробки. Поточний коефіцієнт нафговилучення визначається відношенням поточного накопиченого видобутку до балансових запасів.

Аналіз результатів розрахунку за рівняннями інтерференції показує, що за однакових вибійних тисків в усіх свердловинах одночасно можуть працювати не більше, як три ряди свердловин, тому що четвертий і наступний ради практично повністю екрануються роботою перших трьох рядів. При цьому дебіт другого раду становить приблизно З0...40%, а третього - 15...20% дебіту першого ряду або дебіти рядів дорівнюють відповідно 60...70, 30...20 І 5...10% сумарного відбору. Якщо у свердловинах зовнішніх радів підгримувати вищі вибійні тиски, ніж у внутрішніх рядах, то дебіти ЗОВНІШНІХ і внутрішніх рядів значною мірою вирівнюються, проте загальний відбір із покладу зменшується.

Ряди свердловин можуть також працювати за умови двосто­роннього напору (живлення), який можливий у смушподібному і круговому покладах у разі внутрішньоконтурного нагнітання води в центральний коловий ряд нагнітальних свердловин і природного за­контурного напору пластової води. У випадку двостороннього напору один будь-який із внутрішніх радів (звичайно центральний) візьмемо як потокорозділювальний ряд, в який рідина притікає з двох сторін. Систему рівнянь інтерференції можна скласти за трьома способами:

а) аналогічно системі рівнянь (2.45) для лівої і правої частин схеми;

б) на відміну від першого способу в системі рівнянь записуємо витрати рідини між рядами, а дебіти рядів обчислюємо як різницю відповідних ряду витрат;

в) рівняння складаємо згідно з першим законом Кірхгофа для вузлів схеми (кількість рідини, що притікає до вузла схеми дорівнює кількості рідини, що витікає Із цього вузла, які можна подати як відношення різниці тисків на ділянці до відповідного фільтраційного опору); знаходимо тиски у вузлах схеми, потім, поділивши перепад тиску між лінією ряду і вибоями свердловин на відповідний внутрішній фільтраційний опір ряду, визначаємо дебіт ряду.

Якщо розрахункова схема симетрична, то обчислення зводяться до випадку одностороннього живлення. Оскільки дійсного положення потокорозділювального ряду не знаємо, то одна із складових його дебіту може мати від’ємну значину, що означає відсутність припливу з цієї сторони. У відповідному напрямі треба перемістити погокорозді- лювальний ряд і знову виконати розрахунки.

І врешті зазначимо, що розглядання подано стосовно до фільтрації однорідної (однакової густини і в’язкості) нестисливої рідини в одно­рідному за проникністю й анізотропному плоскому пласті до доско­налих свердловин за однакових умов (дебітів і вибійних тисків) робота свердловин у межах кожного ряду. Метод еквівалентних фільтра­ційних опорів можна застосувати у випадку граничних положень ВНК, тобіо коли в пласті рухається лише нафта або лише вода (після повного обводнення).

На використанні методу еквівалентних фільтраційних опорів базуються методики ВНДІ-1, ТатНДШнафта та ін.

Дата добавления: 2015-08-29