При конкретных расчетах предельных безводных и безгазовых дебитов поступают следующим образом. По известным параметрам а, 6 и р0 из таблицы или графиков находят плотности расходов qi и q2, затем по формулам (2.27) подсчитывают удельные расходы q01 и q02, из которых выбирают наименьшее значение q0=min{q01;q02}, и по формуле (2.24) подсчитывают искомый предельный дебит. Покажем применение метода на конкретных примерах.

Пример 2. Имеется подгазовая нефтяная залежь, подстилающаяся подошвенной водой. Исходные параметры: R0=200m; п=25м; Ар1=870кг/м3; Ар2=200кг/м3 (в пластовых условиях); ц„=2,5мПас; Кг=0,5 1,0210-12м2; *=12. Требуется определить одновременно безводный и безгазовый дебит при безразмерных параметрах вскрытия: α=0,2; β=0,7 и α=0,2; β=0,5.

1. Определяем значение

p0=R0/æ *h=0,66.

2. Из таблицы (см.Прил.З) находим плотности q1=0,145 и q2=0,290 при α=0,2 и β=0,7.

3. По формулам (2.27) находим удельные расходы:

q01=0,145-870εh=126,15εh;

q02=0,290-200εh=58εh;

4. Так как q02<q01, го выбираем q02. По формуле (2.24) определяем Q=19,4м3/сут.

5. Из таблицы (см.Прил.З) при α=0,2 и β =0,5 находим плотности q1=0,165 q2=l,0.

6. Удельные расходы составят соответственно:

q0l=0,165 -870εh=143,55εh;

q02=l,0-200εh=200εh;

7. В этом случае q01<q02.Выбираем q01. Тогда расход в пластовых условиях, подсчитанный по формуле (2.24), составит Q29,2м3/сут.

Как видим, в этом случае предельный дебит оказался в 1,5 раза больше предыдущего. Таким образом, наибольший предельный дебит зависит от положения интервала вскрытия.

Пример 3. Исходные параметры принимаются для примера 1, интервал вскрытия, в котором определяемый ординатами b=14,84м и а=2,34м, соответствует безразмерным ординатам:

β=b/h=14,84/25≈0,60

и

α=a/h=2,34/25≈0,l.

1.По таблице (см.Прил.З) для параметров α≈0,1, 0,60 и р0=200/25=8 при æ*=1 определяем плотности q1≈0,02 и q2≈0,19.

2. По формулам (2.27) находим удельные расходы:

q01=0,02 -870εh=17,4εh;

q02=0,19-200εh=38εh.

3. Выбираем наименьшую плотность q01. По формуле (2.23) находим предельный дебит Q≈5,9м3/сут. Сравнивая его значение с дебитом Q=9,87м3/сут, рассчитанным по приближенной методике (см.пример 1), видим, что последний завышает в данном конкретном примере предельный дебит в 1,66 раза.

4. Для сравнения произведем расчет предельного дебита при тех же исходных данных по методике Курбанова-Садчикова, для чего пересчитаем параметры в обозначениях авторов [8]. Получаем:

γ=Δp1/Δp2=870/200= 4,35;

Ђ=hc/h= 12,5/25=0,5;

Ř=R0/æ*h=200/l -25=8.

По графикам [8] находим q≈0,47 и Ђr≈0,095 или hr≈0,095 -25≈2.38м. Предельный дебит по формуле [ 8 ] составляет

Q ==1,7510-4м3/c= 10,15м3/сут.

Завышение предельного дебита по сравнению с расчетным, учитывающим нейтральную линию тока, в данном случае составляет 1,72 раза.

Пример 4. Принимаются исходные данные, для которых построены графические зависимости размерного предельного безводного и безгазового дебита, рассчитанные потенциометрическим методом [6,3] и приведенные на рис.8д [3]: R0=1000футов≈305м; h=100 футов≈30,5м; Δp1= 500кг/м3; Δр2=300кг/м3; Кг=1д=1мкм2; μн=1мПа -с и æ*=1.

Если принять интервал вскрытия 1=20 футов≈6,1м, то по графику рис.8д [3] точка пересечения кривых В и b дает Qnp=750 баре-лей/сут≈119м3/сут и местоположение интервала перфорации α≈30 футов≈9, 15м (см.рис.2.7). Следовательно,b=1+а=15,25м или в безразмерном виде α=0,3 и β=0,5. Параметр p0=R0/æ*h=10. Определим Qпр по уточненному методу. По таблице (см.Прил.З) находим плотности расходов q1(α,β,p0)= q1(0,3;0,5;10)≈0,18 и q2(α,β,p0)=q(0,3;0,5;10)≈0,45. Затем по формулам (2.27) определяем удельные расходы: q01=0,18600εh=108εh и q02=0,45 •300εh=135εh. Для наименьшего удельного расхода q02 по формуле (2.24) находим Qпр≈109м3/сут. В данном случае расхождение между двумя методами несущественное и составляет 8,4%.

Пример 5. За исходные примем данные в примере Курбанова-Садчикова [90]: R0=200m; h=10м; Δр1=700кг/м3; Δр2=300кг/м3; μн=2мПас; Кr=0,5 • 1,02 • 10-12 м2; æ*=5; b-а=2м; d=3,9м (см.рис.2.7).

Из условия задачи имеем численные значения параметров α≈0,3; β≈0,5 и р0=4. По таблице (см.Прил.З) определяем безразмерные плотности расходов: q1≈0,213 и q2≈0,557. Удельные расходы составляют: q01 ≈0,149εh и q02≈0,167εh. Подсчитывая предельный дебит по формуле (2.24) по наименьшему удельному расходу q01, получаем Q≈6,1м3/сут.

По расчетам авторов [7,8] этот дебит равен Q4,33м3/сут, т.е. отклонение составляет порядка 40%. Такое расхождение, очевидно, объясняется тем, что авторы при решении задачи делают допущение, что нейтральная линия тока проходит через середину интервала вскрытия (см.рис.2.6 и 2.7) при любом его положении, тогда как уточненная методика определяет положение нейтральной линии тока ξ* в зависимости от положения интервала вскрытия α и β. Заметим, что в своей предпосылке при решении задачи несовершенная скважина считалась линией стоков с постоянным удельным расходом. В действительности на скважине должен быть постоянным потенциал. Физически ясно, что картины линий тока будут отличаться несущественно, а, следовательно, положения горизонтальных линий тока будут близки друг к другу [3].

Метод Курбанова-Садчикова и предлагаемый уточненный метод решения задачи конусообразования имеют следующие преимущества перед потенциометрическим и другими существующими методами: они универсальны, т.е. расчетные зависимости представлены в безразмерном виде и применимы как для однородных, так и для однородно-анизотропных пластов; графические решения даны в широком диапазоне безразмерных параметров вскрытия (α,β) и радиуса контура питания (R0) и охватывают все практически интересные случаи; технически удобны и просты, не требуют сложной вычислительной техники.

Заключение

Большинство нефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых и газовых залежей, разрабатываемых в настоящее время, подстилаются частично или полностью подошвенными водами или оконтуриваются краевыми водами или имеет место то и другое одновременно. Рациональная разработка указанных месторождений невозможна без знания особенностей и закономерностей продвижения границ раздела газ-вода, нефть-вода и газ-нефть к несовершенным скважинам. Как показывают промышленные испытания и анализы разработки залежей с верхним газом и подошвенной водой, конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения или загазовывания нефтяных скважин, пробуренных в литологи-чески однородных пластах. Преждевременное обводнение или загазовыва-ние скважин, незнание закономерностей и причин этого явления ведет к потерям большой доли промышленных запасов нефти и, таким образом, снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки и в конечном итоге к большим материальным затратам на извлечение нефти из пласта. Отсюда тщательное изучение процессов продвижения подошвенных вод и верхнего газа, сложного явления деформации поверхности раздела фаз в пористой среде (конусообразования), особенностей и закономерностей обводнения пластов и скважин, совместного притока жидкостей к забою скважины и изучение природных факторов, способствующих увеличению безводного и безгазового периодов эксплуатации и улучшению технологических условий разработки залежей с целью наибольшего извлечения нефти из пласта, одна из основных задач увеличения нефтеотдачи на современном этапе.