Приток газа к скважине описывается двучленным уравнением вида

, (7.7)

А и В-коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.

Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде

. (7.8)

По данным исследования строится график (рис. 7.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В - есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

Рис. 5.2. Зависимость от Q

7. Пример расчёта коэффициентов А и В по данным исследований, проведенных на Тарасовском НГКМ

Рассмотрим методы расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Тарасовском НГКМ. Для расчетов используем данные исследования скважины №1048.

Скважина №1048 находится в фонде эксплуатируемых скважин УКПГ-1. В таблице №7.1 представлены средние рабочие дебиты скважины за 2002 год.

Таблица №7.1 Средние рабочие дебиты скважины №1048 за 2002 год.

Средний дебит скважины на 01.01.02 г. составлял 995 тыс. м3/сут., при коэффициенте продуктивности К=347 м3/(МПа*сут.) и проницаемости k равной 0,4 мкм2. 05.07.2002 г. был проведен капитальный ремонт скважины по устранению не герметичности обсадной колонны. Ремонт проводили с использованием жидкости глушения с большим содержанием солей. В период третьего квартала 2002 года произошло снижение дебита до 720 тыс. м3/сут. Было принято решение провести газогидродинамическое исследование скважины при стационарных режимах фильтрации, с целью определения причины снижения дебита/[6].

Результаты исследований газовой скважины №1048 приведены в приложений №1. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 и значение ΔР2/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика определения выше указанных величин приведена ниже.

Обработку результатов исследований скважин начинают с определения дебита скважины. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Давление Р1 перед диафрагмой измеряется образцовым манометром. Температура газа измеряется термометром.

Расход газа определяется по формуле:

(7.1)

Р1 – давление до диафрагмы, МПа;

С – коэффициент расхода, зависящий от диаметра и формы диафрагмы;

ρ – относительная плотность газа;

Т – температура газа до диафрагмы, К;

z – коэффициент сжимаемости газа.

Значения коэффициентов С, используемые при измерении дебита газа диафрагменным измерителем критического течения газа при проведении исследования, представлены в таблице №7.2.

Таблица №7.2 Коэффициент С при измерении дебита газа ДИКТом газа/[1].

Коэффициент сверхсжимаемости можно определить по графикам Брауна-Катца, но при проведении данного исследования его определяли по формуле (7,2). Для этого определяем приведенные параметры давления и температуры газовой смеси.

(7.2)

Тпр=Т/Тпкр (7.3)

Рпр=Р/Рпкр (7.4)

Псевдокритические параметры смеси Тпкр и Рпкр вычисляются по формулам:

(7.5)