сопротивления.
При обработке результатов исследований скважин на стационарных режимах фильтрации используется двухчленный закон сопротивления описывающий характер притока газа. Данный закон является общим и справедлив для жидкости и газа во всем диапазоне изменения числа Рейнольдса, а в определённых областях изменения скорости фильтрации переходит в закон Дарси и квадратичный закон. Само уравнение притока газа при нелинейном двухчленном законе фильтрации газа к скважине имеет вид
Р2пл – Р2заб = аQ + bQ2, (6.6)
где а и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависяцие от несовершенства скважины, геометрических характеристик зоны дренирования, параметров продуктивного пласта и свойств газа.
Фильтрационные коэффициенты а и b можно определить по формулам
а = , (6.7)
b == , (6.8)
m(Р,Т), Z(Р,Т) – коэффициенты вязкости и сверх сжимаемости газа, зависящие от давления и температуры газа, k – проницаемость пласта, l – коэффициент макрошероховатости пласта, С1,С2,С3,С4 – коэффициенты несовершенства по характеру и степени вскрытия, r - плотность газа, Rk, Rc – радиусы контура питания и скважины.
|
|
Таким образом, коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды (т.е. пласта) и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются на стадии проектирования и при дальнейшей разработке газовых и газоконденсатных месторождений.
Для определения значений фильтрационных коэффициентов сопротивления по результатам испытания скважин используются графический и аналитический методы, получившие широкое применение в практикеисследования газовых и газоконденсатных скважин в РФ и других странах мира.
При использовании графического метода определения скважина должна исследоваться на 5 – 8 режимах фильтрации. Причём 2 –3 режима из 8 должны быть проведены обратным ходом, т.е. переходом с большего дебита на меньший. Это необходимо для проверки данных, полученных при относительно небольших дебитах на прямом ходу, когда возможно наличие столба жидкости на забое скважины и влияние загрязнения призабойной зоны на дебит скважины.
По результатам проведённого исследования определяют Рпл, Рзаб и Q. Рассчитаваются значения D P2 = Р2пл – Р2заб на различных режимах работы скважины. После этого строится зависимость между D P2 и Q (рис. 6.3.). Полученная индикаторная кривая проходит через начало координат. Обработка индикаторной кривой в координатах D P2 /Q от Q позволяет определить из графика значения коэффициентов а и b. При этом коэффициент а определяется как отрезок, отсекающий на оси D P2 /Q величину а = 0,07023, а коэффициент b, как тангенс угла наклона прямой к оси, равный b = 0,000160.
|
|
Численный метод определения фильтрационных коэффициентов применяется при значительном числе точек, когда число режимов превышает 10. При этом режимные точки, явно отличающиеся от общей закономерности D P2 и Q из расчёта исключаются.
Формулы для определения фильтрационных коэффициентов имею вид
а = SΔР2/QSQ2 - SQSΔР2 (6.9)
NSQ2 – (SQ)2
b = N SΔР2 - SQSΔР2/Q (6.10)
NSQ2 – (SQ)2
Такой численный метод определения коэффициентов называется метод наименьших квадратов.
Если пластовое давление не известно, результаты исследования могут быть обработаны в координатах
где i = 1,2,3 ….m; n –порядковый номер режима; m – общее количество режимов.
Коэффициент а определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на оси ординат, b как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.
Если пластовое давление неизвестно, коэффициенты а и b можно определить численным методом по формулам
a = , (6.11)
b = , (6.12)
где N – общее число режимов.
Результаты проведения исследования оформляются официальным документом - актом, в котором отражены все измеренные и расчётные параметры работы скважины на режимах. Состояние скважины перед проведением исследования. Потери в добыче газа в период проведения исследования. Тарировочные таблицы применяемых измерителей физических величин.