WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ На правах рукописи ТОЛПАЕВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДВУМЕРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ В АНИЗОТРОПНЫХ, НЕОДНОРОДНЫХ И МНОГОСЛОЙНЫХ ...»

-- [ Страница 3 ] --

4.4. Точное решение задачи фильтрации к скважине с гравийным фильтром при линейном законе Дарси 4.4.1 Постановка задачи В задачах подземной гидромеханики при расчетах дебитов скважин поверхность их ствола принимается в качестве поверхности с постоянным значением приведенного давления [41, 44, 108, 109 и др.]. Так как напор H= P g и потенциал скорости фильтрации = kP µ лишь постоянными множителями отличаются от приведенного давления P, то поверхность ствола скважины в рассматриваемых расчетах в то же время принимается и за поверхность с постоянным напором H и за эквипотенциальную. Между тем для скважин, эксплуатирующих пласты большой мощности и обладающих большим дебитом, предположение о том, что поверхность её ствола эквипотенциальна, может приводить к заметным ошибкам в фильтрационных расчетах. Впервые задача об учете градиента потенциала вдоль ствола скважины при расчете ее дебита для фильтров перфорационных конструкций ставилась в [253] и наиболее широко для совершенной скважины рассматривалась в [26]. Однако в [26, 253] вывод расчетного уравнения (схема вывода которого приведена также в [109]) для переменного вдоль ствола скважины расхода был основан на том, что напор на внешней стенке фильтра, т.е. на стволе скважины, считался постоянным. Подчеркнем, что такое допущение о постоянстве напора на поверхности ствола скважины не совместимо с неравномерным распределением скорости фильтрации по её высоте. В этом параграфе автор даёт точное решение уравнений напорной фильтрации в осесимметричной постановке для фильтров, создаваемых способом гравийной набивки [134] и принципиальная схема которых приведена на рис.33. Полученное решение, в котором учитывается неравномерность распределения приведенного давления и скорости притока флюида по высоте фильтра, применено для точного расчета дебита нефтедобывающей скважины. 4.4.2. Уравнения и граничные условия Фильтрация флюида в областях 1 и 2 на рис.33 считается линейной, следующей закону Дарси v 1 = grad 1 v 2 = grad k 1P µ k 2P µ ;

;

1 = 2 = (1). (2) Поскольку для несжимаемой жидкости уравнение неразрывности для областей 1 и 2 имеет вид div v = 0, () (3) то после подстановки (1) и (2) в (3) для 1 и 2 в цилиндрических координатах получаем одно и то же уравнение - уравнение Лапласа 1 i 2 i = 0, r + r r r z 2 i = 1,2.

(4) В классической постановке задачи о дебите скважины круговая цилиндрическая C поверхность АА1В1В (рис.33) принимается за эквипотенциальную:

1 r = r = C = const. В такой постановке для давления внутри проницаемого стакана АА1В1В (рис.33) по всей мощности пласта считается возможным принять гидростатический закон. В результате для дебита скважины получается следующая хорошо известная формула Дюпюи Q0 = 2k 1b(P PC ) R µ ln r c.

(5) На самом же деле цилиндрическую поверхность АА1В1В фильтра считать эквипотенциальной нельзя. Действительно, движение флюида вдоль вертикальной оси z внутри фильтра (область 2 с проницаемостью k2) обеспечивается за счет градиента потенциала и, следовательно, 1 и 2 на цилиндрической поверхности AA1B1B постоянными не являются. Сформулируем теперь граничные условия для уравнений (4) в точной постановке задачи о дебите скважины. На круговой цилиндрической поверхности питания с радиусом R скорость фильтрации параллельна подошве и кровле пласта и не зависит от координаты z. Поэтому r =R = = const.

(6) rс r R Поскольку кровля и подошва пласта непроницаемы, то при 1 z = z = 1 z = 0.

z =b (7) Во второй зоне области фильтрации ось Oz ствола скважины является линией тока течения. Поэтому поэтому при 2 r = 0. Внутри фильтра подошва пласта тоже непроницаема, r = 0 r rс 2 z = 0.

z = (8) Скорость фильтрации в сечении А1В1 ствола скважины будем рассматривать как строго вертикальную и имеющую постоянную величину v0. Поэтому при 2 z = v 0 = const.

z =b 0 r rс (9) Чему равна величина v0 - этот вопрос пока остается открытым, но если v0 будет найдена, то объемный дебит скважины (отнесенный к единице времени) найдется по формуле Q = rc2 v 0.

(10) Решения двух уравнений Лапласа на границе круговой цилиндрической поверхности AA1B1B областей 1 и 2 должны удовлетворять условиям непрерывности давления и нормальной к AA1B1B составляющей скорости фильтрации. Эти условия, в силу формул (1) и (2), будут иметь вид:

1 k1 = r = rс 2 k (11) r = rс и 1 r = r = rс 2 r.

r = rс (12) После того как сформулированные краевые задачи для уравнений Лапласа (4) будут решены, можно будет подсчитать среднее значение 2 потенциала 2 в круговом сечении A1B1 ствола скважины:

2 = 1 rс ( A1B1 ) r 2 (r, b) r drd = 2c 2 (r, b ) r dr. rc2 (13) Величина 2, найденная из (13), будет зависеть от v0. С другой стороны, в круговом сечении A1B1 бывает известным приведенное давление PC, по которому 2 будет определяться, в соответствии с (2), по формуле 2 = k 2 PC. µ (14) Поэтому на основании уравнений (13) и (14) через известное значение PC удастся вычислить скорость фильтрации v0, а затем по (10) и объемный дебит скважины. Перейдем теперь к решению сформулированных краевых задач. 4.4.3 Расчет потенциала 1(r,z) Решение уравнения (4) для функции 1, удовлетворяющее граничным условиям (6) и (7), находится методом Фурье и имеет вид:

~ nz 1 (r, z ) = R n (r )cos, b n = (15) где ~ R n (r ) решение дифференциального уравнения d~ ~ rR (r ) 2n rR n (r ) = 0, n dr ( ) (16) а n = n, b n = 0,1,2,...

(17) Если в формулах (15) и (16) выделить отдельно слагаемое для n=0, то, с учетом граничного условия (6), получим:

nz R ~ 1 (r, z ) = + C 0 ln + R n (r ) cos. r n =1 b (18) В (18) функции ~ R n (z ) должны удовлетворять уравнению (16) и, для того чтобы ~ Rn удовлетворялось (6), граничному условию r =R = 0.

(19) С помощью подстановки = nr = nr, (n = 1,2,3, K) b (20) уравнение (16) приводится к виду R n () + R n () R n () = 0, которое представляет собой уравнение для функций Бесселя [131, 135] мнимого аргумента I0() и K0(). Поэтому общее решение уравнения (16) будет иметь вид [135] ~ nr nr R n (r ) = C1 I 0 + C2 K 0, b b ~ 1~ ~ (n = 1,2,3,K).

(21) Так как при r = R должно выполняться условие (19), то C1 и C2 в (21) должны быть подчинены требованию nR nR C1 I 0 + C2 K 0 = 0, b b откуда получаем nR nR C1 = A K 0, C 2 = A I 0, b b где A - произвольная постоянная. Таким образом, функция 1(r,z) в первой зоне области фильтрации будет иметь вид:

R nz 1 (r, z ) = + C 0 ln + C n w n (r ) cos, r n =1 b (22) где nr nr I0 ;

K0 b b w n (r ) = nR nR I0 ;

K0 b b, (23) а I0 и K0 — модифицированные функции Бесселя нулевого порядка. 4.4.4 Расчет потенциала 2(r,z) Решение уравнения Лапласа для 2(r,z) во второй зоне области фильтрации с проницаемостью k2 будем искать в виде 2 (r, z ) = v0 2 1 2 z r + U (r, z ). 2b (24) После подстановки (24) в уравнение Лапласа (4) для U(r,z) снова получим уравнение Лапласа:

1 U 2 U =0. + r r r r z (25) Поскольку, как следует из (24), 2 v 0 z U = +, то для выполнения условий (8) и z b z (9) придется потребовать, чтобы U U = = 0. z z =0 z z = b (26) Решение уравнения (25), удовлетворяющее условиям (26), ищем в виде r nz U (r, z ) = D 0 ln c + n (r )cos + const, b r n = (27) где D0 и const — произвольные постоянные. После подстановки (27) в (25) для функций n(r) получается уравнение 1 d dn r r dr dr n 2. Решение n n = 0, где n = b последнего уравнения, совпадающего с (16), уже известно и имеет вид nr nr n (r ) = C1 I 0 + C2 K 0. b b (28) 2 r = 0, т.к. ось Oz r = Произвольные постоянные D0, C1 и C2 подберем так, чтобы является линией тока. Из (24), (27) и (28) следует, что vr D 2 = 0 0 + r 2b r n nr nr nz + C1 I 1 C 2 K1 cos. (Были использованы известные [131, b b b n =1 b 135] правила дифференцирования модифицированных функций Бесселя I0 и K0). Для обращения в нуль 2 при r=0 потребуем, чтобы D0=0 и C1 I1 (0) C 2 K1 (0) = 0. r Так как I1(0)=0, а K1(0)=, то C2=0, а C1 — произвольная постоянная. Таким образом, окончательно для 2(r,z) получаем следующее представление:

2 (r, z ) = v0 2 1 2 z r + 2b D n = n nr nz I0 cos + const, b b (29) где Dn — произвольные постоянные. 4.4.5 Алгебраизация граничных условий сопряжения Произвольные постоянные C0, Cn, v0, Dn и const в (22) и (29) подберем так, чтобы оказались выполненными граничные условия сопряжения (11) и (12). Граничное условие (11) приводит к равенству R nz 1 + C 0 ln + C n w n (rc ) cos = r k1 b c n =1 = 1 k2 v0 2 1 2 nrc nz z rc + D n I 0 cos + const, 2 n =1 b b 2b которое удобно переписать в виде:

2 nz v 0 z A 0 + A n cos, = b 2k 2 b n = (30) где A0 = An = R v r 2 const 1 + C 0 ln + 0 c, r 4k b k1 k2 2 c Cn D nrc w n (rc ) n I 0. k1 k2 b (31) (32) v 0z 2 nz разложить в ряд Фурье по cos Если функцию, то величины A0 и An ста2k 2 b b нут известными, и поэтому (31) и (32) будут уравнениями относительно Cn, Dn, C0 и const. Недостающие уравнения даёт граничное условие (12). Вычисляя 2, получим: r C 1 n nz = 0 + C n Wn (r ) cos, r r n =1 b b 1 и r (33) где nr nr I1 ;

K1 b b Wn (r ) = nR nR I0 ;

K0 b b (34) и vr 2 n nr nz = 0 + D n I1 cos. 2b n =1 r b b b (35) С учетом формул (33) и (35) граничное условие (12) можно будет переписать в виде:

vr C0 n nz n nrc nz + C n Wn (rc ) cos = 0 c + D n I1 cos. Из rc n =1 2b n =1 b b b b b этого равенства для коэффициентов C0, Cn и Dn получаем следующие недостающие уравнения:

C0 = vr 2b 2 0c ;

nrc I1 b D. Cn = n Wn (rc ) (36) Из тригонометрического ряда Фурье (30) для коэффициентов A0 и An находим значения:

A0 = v0b 6k 2 2v 0 b ( 1)n. 22 k2 n ;

An = (37) Теперь из формул (31), (32), (36) и (37) видим, что R v (3r 2 2b 2 ) const 1 = + C 0 ln + 0 c ;

r k2 k1 12k 2 b c 2 v 0 bk1 Wn (rc ) ( 1) ;

Dn = nrc nrc 2 2 n w n (rc ) I1 k 2 Wn (rc ) I 0 k1 b b n (38) (39) nrc n 2 v 0 bk1 I1 ( 1) b Cn =. nrc nrc 2 2 n w n (rc ) I1 k1 k 2 Wn (rc ) I 0 b b (40) После подстановок (38), (39), и (40) в формулы (22) и (29) для потенциалов 1(r,z) и 2(r,z) получаем следующие выражения:

1 (r, z ) = + vr R 2v 0 b ln + 2 n =1 2b r 2 0c b b,(41) nrc nrc 2 n w n (rc ) I1 Wn (rc ) I 0 b b ( 1)n I1 nrc w n (r ) cos nz где = k2 k и v r 2 R v (3r 2 2b 2 ) v 0 2 1 2 2 v 0 b + 2 (r, z ) = + 0 c ln + 0 c z r + 2 12b 2b 2 2b rc b. nrc nrc n =1 2 n w n (rc ) I1 Wn (rc ) I 0 b b ( 1)n Wn (rc ) I 0 nr cos nz b (42) 4.4.6 Вычисление дебита скважины Для завершения расчетов остается вычислить среднее значение 2 по формуле (13). Для этого предварительно запишем 2(r,b). Согласно (42) имеем v r 2 R v (3r 2 + 4b 2 ) v 0 r 2 2 v 0 b + 2 2 (r, b ) = + 0 c ln + 0 c 12b 4b 2b rc nr Wn (rc ) I 0 b. nrc nrc n =1 2 n w n (rc ) I1 Wn (rc ) I 0 b b (43) b nr Поскольку r I 0 dr = 2 2 n b rc nrc b b x I (x ) dx = n x I1 (x ) nrc b = brc nrc I1, то n b r 2 (r, b) r dr = c rc 2 2 2 4 2 v r2 R + 0 c ln + v 0 rc (3rc + 4b ) v 0 rc + 2 v 0 b rc 2 2b rc 24b 16b 3 nrc Wn (rc ) I1 b. nrc nrc n =1 3 n w n (rc ) I1 Wn (rc ) I 0 b b (44) Теперь на основании формулы (13) получаем, что v r 2 R v r 2 v b 4v b2 2 = + 0 c ln + 0 c + 0 + 30 8b 3 rc 2b rc r r S, c, c, b R (45) где r r An S, c, c = 3 ;

b R n =1 n nrc Wn (rc ) I1 b. An = nrc nrc w n (rc ) I1 Wn (rc ) I 0 b b (46) (47) С другой стороны, 2 вычисляется по формуле (14) через заданное значение давления PC в сечении A1B1 добывающей скважины. Это позволяет из (45) найти уравнение для оставшейся неизвестной величины v0:

R 1 2 b 2 8b 3 r r k 2 (PП PС ) v 0 rc2 = ln + + 2 + 3 3 S, c, c. r 4 3r µ 2b rc b R c c (48) Вычислив из (48) величину v0 и подставив ее затем в (10), для объемного дебита скважины, эксплуатирующей пласт с мощностью b, получим:

Q= 2 k 1 (PП PС ) b R 1 2 b 2 8b 3 r r µ ln + + 2 + 3 3 S, c, c 1 r 4 3r rc b R c c.

(49) Отметим, что в частном случае, когда k2=k1 (т.е. когда =1), формула (49) даст формулу дебита скважины, плоским дном вскрывающей продуктивный пласт с конечной мощностью. Из (49) вытекает, что влияние неравномерного распределения потенциала вдоль фильтра АА1В1В (рис. 1) можно учесть, если в классическую формулу Дюпюи ввести поправочный коэффициент Q = Q 0, (50) где R ln r c, = 2 R 1 2b 8b 3 rc rc 1 ln + + 2 + 3 3 S,, rc b R rc 4 3rc (51) а Q0 — находится из формулы Дюпюи (5). С помощью формул (46), (47) и (51) были вычислены значения поправочного коэффициента для различных соотношений R/rc, b/rc и k1/k2. Часть результатов расчетов представлена в таблице 4.2. Расчеты показали, что если отношение проницаемостей k1/k2<10-6, то практически для всех значений R/rc и b/rc боковую стенку фильтра АА1В1В скважины при расчетах дебитов можно считать эквипотенциальной поверхностью. При этом, если мощность пласта b/rc500, то относительная погрешность в расчетах дебитов не превысит 2,4%. Для отношения проницаемостей k1/k2>10-5 заметную роль начинает играть мощность пласта. Для пластов малой мощности, когда b/rc<50 и k1/k2<10-4 боковую поверхность фильтра скважины снова можно считать эквипотенциальной и погрешность расчетов при этом тоже не превысит 2,4%. Для пластов с мощностью b/rc>100 в расчетах дебитов уже нужно будет учитывать поправочный коэффициент, приведенный в таблице. Для пластов большой мощности неучёт может привести в расчетах дебитов к заметным ошибкам. Так, например, для k1/k2=10-5, b/rc=500 и R/rc=1000 расчет дебита по формуле Дюпюи приведет к относительной ошибке в 22,7%. Приведенная таблица дает представление о том, в каких ситуациях расчеты дебитов скважин можно вы полнять в классической постановке задачи (считая стенку АА1В1В фильтра эквипотенциальной поверхностью), а когда нужен учет коэффициента.

Таблица 4.2. Значения поправочного коэффициента в формуле (50). Отношения проницаемостей k1/k2: 1 – 1.0;

2 – 0.1;

3 – 0.01;

4 – 0.001;

5 – 0.0001;

6 – 0.00001;

7 – 0.000001;

8 – 0. Отношения R / rc Отношение мощности пласта к радиусу скважины 10 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 b / rc 20.1863.4138.7638.9637.9962.9996 1.0000 1.0000.2013.4372.7806.9669.9965.9996 1.0000 1.0000.2097.4500.7894.9686.9967.9997 1.0000 1.0000.2157.4588.7952.9696.9968.9997 1.0000 1. 50.0791.1915.4390.8219.9767.9976.9998 1.0000.0863.2067.4627.8354.9788.9978.9998 1.0000.0905.2154.4757.8425.9798.9979.9998 1.0000.0935.2214.4845.8471.9805.9980.9998 1. 100.0398.0996.2433.5807.9149.9905.9990.9999.0437.1085.2614.6038.9221.9913.9991.9999.0459.1137.2715.6162.9257.9918.9992.9999.0474.1173.2786.6245.9281.9921.9992. 200.0193.0503.1266.3326.7439.9633.9962.9996.0212.0551.1375.3541.7617.9665.9965.9996.0223.0579.1438.3661.7710.9682.9967.9997.0231.0598.1482.3743.7772.9692.9968. 300.0121.0334.0851.2284.5877.9219.9914.9991.0133.0366.0929.2457.6107.9285.9922.9992.0140.0385.0974.2555.6230.9319.9926.9993.0145.0398.1005.2622.6312.9341.9928. 500.0061.0195.0512.1393.3886.8151.9766.9976.0067.0214.0560.1511.4116.8291.9787.9978.0070.0225.0588.1579.4242.8363.9797.9979.0073.0233.0608.1627.4329.8411.9804. 1000.0017.0085.0252.0699.2001.5566.9138.9905.0019.0094.0276.0764.2158.5800.9210.9913.0020.0098.0291.0801.2248.5926.9247.9918.0021.0102.0301.0828.2310.6011.9271..3325.6452.9186.9905.9990.9999 1.0000 1.0000.3541.6668.9255.9914.9991.9999 1.0000 1.0000.3661.6782.9290.9918.9992.9999 1.0000 1.0000.3743.6859.9313.9921.9992.9999 1.0000 1. Таблица 4.2.(Продолжение) Значения поправочного коэффициента в формуле (50). Отношения проницаемостей k1/k2: 1 – 1.0;

2 – 0.1;

3 – 0.01;

4 – 0.001;

5 – 0.0001;

6 – 0.00001;

7 – 0.000001;

8 – 0. 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7.3805.6916.9329.9923.9992.9999 1.0000 1.0000.3991.7080.9377.9929.9993.9999 1.0000 1.0000.4167.7228.9418.9934.9993.9999 1.0000 1..2202.4654.7995.9704.9969.9997 1.0000 1.0000.2339.4849.8118.9726.9971.9997 1.0000 1.0000.2472.5030.8226.9744.9973.9997 1.0000 1..0957.2260.4911.8505.9810.9980.9998 1.0000.1027.2400.5107.8602.9824.9982.9998 1.0000.1096.2535.5288.8687.9836.9983.9998 1..0487.1200.2839.6307.9298.9923.9992.9999.0524.1286.3001.6487.9348.9928.9993.9999.0561.1369.3156.6651.9391.9933.9993..0237.0613.1516.3806.7817.9700.9969.9997.0256.0660.1619.3992.7948.9722.9971.9997.0274.0706.1720.4167.8064.9741.9973..0149.0408.1029.2674.6374.9357.9930.9993.0161.0440.1104.2830.6553.9403.9935.9993.0173.0472.1177.2979.6715.9442.9940..0075.0239.0624.1663.4394.8446.9809.9980.0081.0258.0671.1775.4587.8546.9823.9982.0087.0277.0718.1883.4768.8634.9836..0022.0105.0309.0848.2357.6075.9289.9923.0023.0113.0333.0911.2501.6259.9339.9928.0025.0122.0357.0973.2640.6428.9382. 4.5. Математическая модель работы фильтра каркасно-стержневой конструкции Исследования течений к фильтрам скважин выполним методом СВП. Вначале рассмотрим каркасно-стержневой фильтр [30, 81]. Каркасно-стержневой фильтр состоит из чередующихся вертикальных щелей и непроницаемых стенок (рис.40). В силу симметрии поверхности AD и BC будут поверхностями тока. Круговая цилиндрическая поверхность CD, является эквипотенциальной поверхностью, на которой потенциал скорости фильтрации = kP принимает заданное постоянное значение. В однородной изотропной µ среде с проницаемостью k потенциал плоскопараллельной линейной фильт рации удовлетворяет уравнению Лапласа, которое в полярных координатах r, выглядит следующим образом:

1 r + =0 r r r (1) Граничные условия для уравнения Лапласа (1), применительно к схеме фильтра на рис.40 имеют вид:

r = R = П, = 0, = где П = = 0, = kPП = const, µ (2) (3) (4) где 0 = +, =0, r r 0= rc r = rc = С, где С = kPС = const. µ (5) Точное решение данной задачи можно получить методом конформного отображения. Однако, сохраняя единообразие подхода к исследованию работы фильтров всех рассматриваемых конструкций сейчас, на примере этой задачи, покажем как применяется метод СВП [62, 95, 98, 99]. Суть этого метода в том, что вместо точного граничного условия (5) будем удовлетворять приближенному граничному условию = V0 = const, rc r =r (6) где V0 - некоторая пока неизвестная постоянная (знак минус в (6) поставлен ввиду того, что течение жидкости направлено к центру скважины). Эту постоянную будем подбирать так, чтобы среднее значение потенциала на границе BE удовлетворяло условию < > r=r c 10 = (rc, )d = c.

(7) Итак, условие (5) будет выполняться приближенно для своего среднеарифметического значения. Решение уравнения Лапласа (1) удовлетворяющее условиям (2), (3), (4), (6), находится методом разделения переменных и имеет вид:

Vr (r, ) = 0 С [ n n ] sin ( n ) ln + 2 cos( n ) + П, 2n [ 0 n + n ] n =1 (8) где n = n R R, n = 0,1, 2, 3,..., = и 0 = безразмерные величины. Неизвестную V0 r rc найдем, вычисляя осредненное на дуге BE значение потенциала. Для этого подставим полученное значение потенциала (8) в формулу (7), из которой найдем что n n sin 2 ( n ) 0 V0 = 0 [ С П ] 2 ln 0 2 0 n rС 3n 0 + n n =1 0.

(9) Дебит скважины через найденное значение скорости фильтрации V0 рассчитывается по формуле Q = N V0 S = 2 kH PП PС, µ ln R + 1 rС (10) где N - количество щелей, S = 2 rC H - площадь щели, H - высота щели (фильтра), n R rc 2 sin n r 4 R N c = 2 n 3 n n n =1 r R c + r R c n и n = N n.

(11) Напомним, что для практических расчетов по формуле (10) получающееся значение дебита Q нужно, в силу особенностей метода СВП, увеличить приблизительно на 7%. Точное решение задачи о каркасно-стержневом фильтре в [102] получено В.П. Пилатовским. Его решение тоже приводит к формуле (10), но с коэффициентом = Пл = N 4. Сопоставительный анализ приближённого и точного реln sin 2 N шений (рис.41) показал, что результаты совпадают с удовлетворительной точностью и, в соответствии с особенностями метода СВП, формула (10) с коэффициентом из (11) даёт заниженное значение дебита на 7-8%. (Здесь и далее корректировки решения методом СВП в сторону увеличения вычисленного фильтрационного потока на 5-7% не делается). Выведенная формула (10) отражает тенденцию роста дебита при увеличении скважности – отношения суммарной площади щелей (отверстий) фильтра к площади поверхности ствола скважины. Однако, что не маловажно, при увеличении скважности прочность фильтра уменьшается. Поэтому необходимо выбрать такую скважность, при которой фильтр имеет достаточно большую пропускную способность и обладает необходимой прочностью. По расчётам по формуле (10) с коэффициентом (11) и по формуле (10) с коэффициентом Пл работы [102] получается, что дебит приближается к максимальным значениям начиная со скважности 50%. Поэтому на основании проведенных расчётов можно рекомендовать использование фильтров каркасно-стержневой конструкции со скважностью 50-60%, т.к. дальнейшее увеличение скважности уже значительного прироста дебита не даёт, зато снижает прочностные качества этой конструкции. Результаты опытно-промышленных испытаний [84, 81] приводят к аналогичным выводам – рекомендуется фильтры каркасно-стержневой конструкции применять со скважностью от 50% до 63%.

4.6. Математическая модель работы фильтра кольчатой конструкции Кольча тый фильтр [30, 81] состоит из чередующихся горизонтальных щелей и непроницаемых колец (рис.42). В силу симметрии области течения поверхности AD и BC можно рассматривать как поверхности тока. Круговая цилиндрическая поверхность CD, является эквипотенциальной поверхностью, на ней потенциал скорости фильтрации равен некоторой заданной постоянной. Задача сводится к решению уравнения Лапласа (1) относительно потенциала динатах 1 2 =0. r + r r r z (r, z ) в цилиндрических коор (1) Граничные условия в области ABCD (рис.42) для уравнения (1) имеют вид:

= 0, z z = 0 r = R = П, =0, z z = z 0 kPП = const, µ (2) (3) где П = =0, rc r l= rz z щ (4) kPc = const. µ r =r 0 z l щ c = c, где c = (5) Для решения данной задачи снова применим метод СВП. Для этого точное граничное условие (5) заменим на другое, приближённое граничное условие (6) = V0 = const, r r 0= rzcl щ (6) где V0 – некоторая пока неизвестная постоянная (знак минус в (6) поставлен потому, что течение жидкости направлено к центру скважины). Постоянную V0 в соответствии с методом СВП подбираем так, чтобы среднее значение потенциала на границе AE удовлетворяло условию < > r = rc 0 z l щ 1 = lщ lщ (r, z )dz = c c.

(7) Решение уравнения Лапласа (1) удовлетворяющее граничным условиям (2), (3), (4), (6) находится методом разделения переменных и имеет вид:

(r, z ) = V0 z a (r ) sin ( n l щ ) cos( n z ) R + П, rc l щ ln 2 n r n n =1 a (rc ) n (8) где n = I ( r ) ;

K 0 ( n r ) I ( r ) ;

n K1 ( n r ) n, a n (r ) = 0 n, a n (r ) = n 1 n, I0, I1 - модифиI 0 ( n R ) ;

K 0 ( n R ) I 0 ( n R ) ;

K 0 ( n R ) z цированные функции Бесселя, K0, K1 - функции Макдональда [131]. Подставляя полученное значение потенциала (8) в формулу (7), найдем что 2 a (r ) sin ( n l щ ) R rc l 2 ln 2 n c V0 = l щ z 0 [ c П ] щ 2n rc n =1 a (rc ) n.

(9) Дебит скважины для кольчатого фильтра через найденное значение скорости фильтрации V0 рассчитывается по формуле Q = N V0 2rc 2l щ = N V0 S = 2 kH PП PС, µ ln R + 1 rС (10) где N - количество щелей, S = 2 rc 2l щ - площадь щели, H - высота фильтра, = 2 a (r ) sin ( n l щ ) 4. n c rС l 2 n =1 a (rc ) 2n щ n (11) Вычислительные эксперименты, выполненные на основе выведенных формул (10) и (11), показывают, что дебит возрастает при увеличении скважности фильтра и приближается к асимптотическому значению при 20-30% скважности (рис.43). Поэтому практической необходимости в фильтрах кольчатой конструкции с более высокой скважностью нет. Опытно-промышленные испытания также рекомендуют применять фильтры кольчатой конструкции со скважностью от 20% до 30% [30, 81]. Таким образом, выводы, построенные на методе СВП, приводят к действительным результатам.

4.7. Математическая модель работы фильтра перфорационной конструкции Фильтры перфорационной конструкции [30, 81] содержат отверстия сделанные на непроницаемой круговой цилиндрической поверхности и расположенные в шахматном или рядном порядке (рис.44). Применим метод СВП к решению задачи расчета дебита для рядного расположения перфорационных отверстий, имеющих две перпендикулярные оси симметрии, одна из которых параллельна оси скважины. К таким отверстиям относятся прямоугольник, круг, эллипс и другие (рис.44). В силу этой симметрии поверхности ABCD, A1B1C1D1, AA1B1B и DD1C1C будут поверхностями тока. Круговая цилиндрическая поверхность AA1D1D, является эквипотенциальной поверхностью, на которой потенциал скорости фильтрации равен заданной постоянной. Как и в двух предыдущих параграфах, задача сводится к решению уравнения Лапласа в цилиндрических координатах 1 1 2 2 + =0, r + r r r r 2 2 z (1) при следующих граничных условиях:

= 0, z z = 0 =0, z z = h (2) (3) =0, = 0 = (R,, z ) = П, где П = kPП = const, µ (4) (rc,, z ) = c, внутри области, (r,, z ) = 0, вне области, r r = rc (5) где c = kPc = const. В соответствии с методом СВП заменим точное граничное усµ ловие (5) на новое граничное условие (r,, z ) = V0, внутри области, r r = rc, (r,, z ) = 0, вне области, r r = rc (6) в котором V0 - некоторая пока неопределенная постоянная (знак минус в (6) поставлен потому, что течение жидкости направлено к оси скважины). Постоянную V0 найдем из равенства среднего значения потенциала в области заданному зна чению c:

1 S ) (r,, z )ddz = ( c c, где S = ddz.

( ) (7) Решение уравнения (1) с перечисленными граничными условиями (2), (3), (4), (6) находится методом разделения переменных и имеет вид:

= V0 rc S R 4 V0 Wmn (r ) ln S mn cos( n z ) cos( m ) + П, SD r h 0 m =1 n =1 Wmn (rc ) (8) где S = ddz ;

SD = ddz ;

Smn = cos( n z ) cos( m )dzd ;

Wmn (r ) = ( ) (D ) ( ) I m ( n r ) ;

K m ( n r ) ;

I m ( n R ) ;

K m ( n R ) m m m n I m ( n r ) + n I m +1 ( n r ) ;

K m ( n r ) n K m +1 ( n r ) ;

n = ;

m =, I, K Wmn (r ) = r r 0 h I m ( n R ) ;

K m ( n R ) модифицированные цилиндрические функции Бесселя и функции Макдональда соответственно [131]. Подставляя полученное значение потенциала (8) в формулу (7), найдем что S W (r ) R 4 mn c S 2 V0 = [ c П ] rc ln mn S rc h 0 S m =1 n =1 Wmn (rc ) D.

(9) Заметим, что для области D = {0 0 ;

0 z h} и для прямоугольного перфорационного отверстия постоянные SD, Smn и S имеют вид:

S D = h 0, S mn = sin( n h отв ) sin( m отв ) n m и S = отв h отв, где hотв – половина высоты перфорационного отверстия, отв – половина угла раствора перфорационного отверстия. Дебит скважины с фильтром перфорационной конструкции через вычисленное значение скорости фильтрации V0 рассчитывается по формуле Q = N V0 4S = 2 kH PП Pc, µ ln R + 1 rc (10) где N – общее количество перфорационных отверстий, S = rC отв h отв - площадь перфорационного отверстия, H - высота фильтра, = W (r ) 8 mn c S 2. mn 2 rc S m =1 n =1 Wmn (rc ) (11) Вычислительные эксперименты, выполненные на основании формул (10) и (11), показали (рис.45), что дебит приближается к асимптотическому значению при 20-25% скважности. Поэтому практической необходимости в создании фильтров перфорационной конструкции со скважностью большей чем 20-25% нет. Этот вывод соответствует рекомендациям (применять фильтры перфорационной конструкции со скважностью от 17% до 23% ), которые дают результаты опытнопромышленных испытаний [30, 81]. Итак, метод СВП в расчётах сложных пространственных течений к фильтрам перфорационной конструкции снова зарекомендовал свою пригодность к практическому применению.

4.8 Выводы из вычислительных экспериментов по исследованию работы фильтров нефтедобывающих скважин По формулам (5.10) и (5.11), (6.10) и (6.11), (7.10) и (7.11) предыдущих параграфов 4.5, 4.6 и 4.7 были проведены вычислительные эксперименты по выявле нию зависимости дебита от типа конструкции скважинного фильтра. Данные вычислительных экспериментов приведены на рис.46. Из него видно, что на практике целесообразнее использовать фильтры перфорационной конструкции со скважностью 2025%. Для данной конструкции (рис.46) характерна высокая пропускная способность при малой скважности, что позволяет обеспечить фильтру необходимые прочностные качества. Подчеркнём, что полученные выводы соответствуют результатам производственных испытаний [30, 81] всех трёх типов фильтров.

4.9 Теорема о подобии фильтрационных полей в грунтах со специальными законами изменения проницаемости и её применения.

В этом параграфе автором предлагается метод решения краевой задачи плоскопараллельной напорной фильтрации в целой серии неоднородных грунтов со специальными законами изменения проницаемости исходя из решения точно такой же задачи для какого-то одного грунта из этой серии. 4.9.1 Теорема о подобии фильтрационных полей. Конкретно, речь пойдёт о решении краевых задач двух типов. Первая – для двухсвязной области D, на внешней границе П которой потенциал скорости фильтрации должен принимать постоянное значение П, а на внутренней границе С- постоянное значение С (рис.47). Вторая – для односвязной области D (рис.47), у которой на части границы П задано постоянное значение потенциала П, на другой части границы С потенциал принимает постоянное значение С, а на оставшейся части границы цаемость k (x, y ) грунта в области D изменяется по закону ~ k (x, y ) = k 0 k (x, y ), = 0. Если прониn ~ (1) где k 0 - постоянная с размерностью проницаемости, k ( x, y ) - безразмерная переменная, x, y – декартовы координаты в плоскости течения, то потенциал ( x, y ) = k 0 P µ и функция тока ( x, y ), описывающие фильтрацию, будут удов летворять системе уравнений [117] k(x, y) ;

= x y k(x, y) = x y (2) Предположим, что решение краевой задачи в D с проницаемостью (1) для системы уравнений (2) найдено.

Теорема. Если ( x, y ) и ( x, y ) - решение краевой задачи в D для грунта с прони цаемостью (1), то решение H ( x, y ) и H ( x, y ) этой же краевой задачи в D для грунтов с проницаемостями ~ ~ k H ( x, y ) = k ( x, y) f [( x, y )] = k 0 k ( x, y ) f [( x, y )] (3) где f ( ) – безразмерная, положительная, ограниченная, с конечным числом точек разрыва функция находится через ранее найденное решение и по формулам:

( x,y ) H ( x, y) = A d + ;

H ( x, y ) = A ( x, y ) + B f ( ) (4) где В – произвольная постоянная, а A= C d f ( ) С (5) В справедливости теоремы для непрерывной функции f ( ) убеждаемся непосредственной проверкой граничных условий для функции H и тем, что H и H удовлетворяют уравнениям напорной фильтрации к ( х, у) f [( х, у)] Н Н = ;

к ( х, у) f [( х, у)] Н = Н х у у х в грунтах с новыми законами изменения проницаемости (3 ). Для разрывной функции f ( ) еще дополнительно проверяем, что (4) на линиях разрыва удовлетворяют условиям непрерывности давления и нормальной составляющей скорости фильтрации.

Следствие. Полный фильтрационный поток Q к границе C области D в грунтах с проницаемостью (3) через такой же поток Q 0 в грунте с проницаемостью (1) вычисляется по формуле Q = A Q (6) Это утверждение вытекает из того, что по свойствам функции тока поток через границу С области D равен приращению H ( x, y ) которое она получает при движении вдоль С. В силу (4) приращения функции тока H ( x, y ) и ( x, y ) будут связаны друг с другом коэффициентом пропорциональности А, откуда и следует утверждение. Приведем конкретные примеры практического применения теоремы. 4.9.2. Фильтрация под плоским флютбетом в кусочно – однородном грунте. Исходя из известного [108, 110] решения задачи о фильтрации под плоским флютбетом с горизонтальным водоупором в однородном грунте с проницаемостью k 0 на основании сформулированной теоремы можно получить точные решения такой же задачи для серии кусочно – однородных сред, когда границами скачков проницаемости выступают эквипотенциали течения в однородном грунте k 0. Пусть, например, имеются две кривые скачка проницаемости – эквипотенциали 1 и 2, исходящие из точек (x1,0) и (x2,0) на основании флютбета ВС (l < x1 < x 2 < l ) (рис.48). (Все обозначения выбираем соответствующими [108]). Проницаемость грунта слева от первой эквипотенциали 1 = ( x1 ) равна k 0, между эквипотенциалями - k1, и справа от второй эквипотенциали 2 = ( x 2 ) равна k 2. Тогда на основании формул (5) и (6) для фильтрационного расхода жидкости под флютбетом в таком кусочно – однородном грунте (k 0, k1, k 2 ) получим значение Q= ( CD AB ) Q 0 (1 AB ) + 01 ( 2 1 ) + 02 ( CD 2 ) (7) где 01 = k 0 k, 02 = k 0 k, AB - известное значение потенциала на верхнем бьефе 1 АВ, CD - заданное значение потенциала на нижнем бьефе CD. Подставляя в (7) значения потенциала взятые из [108], окончательно для расхода Q под плоским флютбетом в кусочно – однородной среде получим:

Q 1, = Q O [1 h( x 1 )] + O1 [h( x1 ) h( x 2 )] + O1h( x 2 ) (8) где h( x i ) = 1 1 1 K ( m) F(arcsin t i, m);

l i = 1,2;

m = th, 2T ti = 1 x th i, m 2T F – эллиптический интеграл 1–го рода, К (m) – полный эллиптический интеграл 1– го рода, m – модуль эллиптического интеграла. Формула (8) позволяет выяснить влияние низкопроницаемой засыпки ( k1 < k 0, k 2 = k 0 ) сделанной под основанием флютбета, на полный фильтрационный расход. В частности, если под флютбетом был вырыт до водоупора котлован с границами ( x1 ) и ( x 2 ), которые при и x1 1 < l x2 1 < близки к вертикальным прямым, и затрамбован низкопроницаемым грунl том, то расход Q/Q0 для случая k1 = 0,5k 0, k 2 = k 0 будет таким, как показано в таблице 4.3.

Таблица 4.3.

Влияние скачка проницаемости под флютбетом на фильтрационный поток x2/l= -x1/l 0,6 0,4 0, l /T 0, 0,7075 0,7906 0, 0, 0,7025 0,7858 0, 1, 0,6891 0,7728 0, 1, 0,6771 0,7611 0, Отметим, что для вертикальных прямолинейных границ скачка проницаемости эту же задачу можно решить с помощью модифицированного автором [146] приближённого метода фрагментов Н.Н. Павловского, когда на границах скачка проницаемости задаётся эпюра нормальной составляющей скорости фильтрации. В числовом выражении по отношению к данным таблицы 4.3 получаются незначительные изменения (при l / T = 0,5 в пределах от 2,7% до 8,9%, а при l / T 1 в пределах от 0,15% до 2,7% ), а расчетная часть задачи по сравнению с формулой (8) заметно усложняется. Это показывает, что формула (8), которая точна для криволинейных границ ( x1 ) и ( x 2 ) скачка проницаемости, дает в тоже время простой и надежный способ для приближенного расчета фильтрационных расходов под плоским флютбетом с вертикальными прямолинейными границами скачка проницаемости (при условии, что x1 / l и x 2 / l не более 0,5, а l / T не менее 0,5 ).

4.9.3. Фильтрация к скважинам с кусочно – однородной призабойной зоной (I–ый способ расчета). Ещё одна область применения сформулированной теоремы - расчёты дебитов скважин со скачком проницаемости в ПЗС. При строительстве артезианских скважин с целью улучшения их эксплуатационных свойств вокруг фильтра часто делается гравийная обсыпка в виде кругового цилиндра некоторого радиуса [109]. При сооружении нефтедобывающих скважин перед началом их эксплуатации призабойную зону часто подвергают кислотной обработке. В результате проницаемость призабойной зоны скважины оказывается отличной от проницаемости всего пласта. Названные примеры указывают на практическую важность исследования влияния скачка проницаемости в круговой призабойной зоне скважины на её дебит. Предположим, что нам известен комплексный потенциал w ( z ) = ( х, у) + i( х, у) течения к скважине в двухсвязной области D с проницае мостью k 0 Будем моделировать круговую границу С скачка проницаемости ПЗС замкнутой эквипотенциалью 1 = ( x1, y1 ), где M 1 ( x1, y1 ) - некоторая вы бранная на С точка. Тогда на основании формул (5) и (6) дебит Q1 скважины, в призабойной зоне которой проницаемость равна k1, будет равен C П Q1 =, Q O (1 П ) + О1 ( C 1 ) (9) где 01 = k 0 / k1. Если на круговой границе С выбрать такие две точки M 1 ( x1, y1 ) и M 2 ( x 2, y 2 ) что окружность С окажется заключенной между двумя замкнутыми эквипотенциалями 1 = ( x1, y1 ) и 2 = ( x 2, y 2 ), то точное значение дебита Q/Q0 скважины со скачком проницаемости в круговой призабойной зоне будет заключено между Q1/Q0 и Q2/Q0 (тоже вычисляемого по формуле (9) с заменой 1 на 2 ). Поэтому за искомое значение дебита скважины с круговой призабой ной зоной примем среднее арифметическое Q Q1 + Q2 =. 2Q0 Q (10) При этом погрешность приближенного значения дебита, рассчитанного по формулам (9) и (10), не превзойдет величины % = (Q2 Q1 ) 100 /(Q2 + Q1 ) (11) Приведем два конкретных примера применения описанного метода.

Пример №1. Скважина с круговой ПЗС и прямолинейной границей области питания (рис.49). Пусть центр круговой скважины с радиусом r0 находится в точке z 0 = il, l > 0. Границей П (контур питания) двухсвязной области фильтрации D служит ось абсцисс. Точное решение задачи о фильтрации к такой скважине дается комплексным потенциалом [48] 2 z i l 2 rO QO w(r ) = ln 2 2 2 z + i l rO +A, (12) а её дебит Q0 в однородном грунте k 0 равен QO = 2 к О ( р П р С ) µ ln l O + l 2 1 O ( ), (13) где ( р П р С ) - разность приведённых давлений на контуре питания и на стволе скважины, l 0 = l / r0. Обозначим радиус круговой призабойной зоны с проницаемостью k1 через r1 В качестве точек М1 и М2 выберем точки (0, l r1) и (0, l+r1). Выделяя в (12) действительную часть, вычисляя затем ( M1 ) и ( M 2 ) и подставляя 1 и 2 в (9), получим:

Q1, 2 = QO O1 ln l O + l 1 + ( O1 1) ln(1, 2 ) 2 O ( ln l O + l 2 1 O ( ) ), (14) где 1,2 = l O ± r1O l 2 1 O l O ± r1O + l 2 1 O, r1O = r1 / rO.Теперь с помощью формул (10) и (14) можно рассчитать влияние скачка проницаемости в круговой призабойной зоне на дебит скважины.

Пример №2. Скважина с круговой ПЗС и с эксцентричной к ней круговой границей области питания (рис.50). Пусть контуром питания (границей П двухсвязной области фильтрации D) служит окружность радиуса R с центром в начале координат, центр круговой скважины радиуса r0 находится в точке z O = l ;

0 < l < R ;

l + rO < R. Точное решение задачи о фильтрации к такой скважи не дается комплексным потенциалом [48] w(z ) = z x1 QO ln zx +A, 2 (15) а её дебит Q0 в однородном грунте k 0 равен 2 R O + l2 1 DO x1 O QO = ;

где ;

R O = R rO ;

= x 1O = 2 2 rO 2l O R O + 1 l O + DO µ ln 2R O.

2 k O ( р П р С ) R 2 + l2 1 + DO x2 O = x 2O = O 2l O rO 2 2 ;

D O = (R O + l 2 1) 4l 2 R O ;

l O = l rO O O Как и выше, обозначим радиус круговой призабойной зоны с проницаемостью k1 через r1. В качестве точек М1 и М2 выберем точки (l r1,0) и (l + r1,0). Далее выделим в (15) действительную часть, вычислим ( M 1 ) и ( M 2 ) и подставим в (9). В результате получим, что Q1, 2 QO R 2 + 1 l2 + DO O ln O 2R O = 2 2 R + 1 l O + DO + ( O1 1) ln(1, 2 ) O1 ln O 2R O (16) где 1, 2 R O + l 2 1 + D O l O ± r1O x 1O O = ;

2l O R O l O ± r1O x 2 O r1O = r1 / rO. Формулы (10) и (16) позво ляют рассчитать влияние скачка проницаемости в круговой призабойной зоне на дебит данной скважины. Погрешности расчётов дебитов скважин с кусочно – однородной призабойной зоной, которые выполняются по формулам (9), (10), а в примерах№1 и №2 - по формулам (10), (14) и (10), (16), определяются по формуле (11). Однако формула (11) дает, как было выявлено в числовых экспериментах, часто завышенное значение погрешности. Поэтому для получения более точной оценки погрешности результата, получаемого на основании (9) и (10), полезно проводить сопоставления с расчётами дебитов по какому – то другому способу. В связи с этим наряду с вышеизложенным предлагается ещё один способ для расчета дебита скважин со скачком проницаемости в круговой ПЗС. 4.9.4. Фильтрация к скважинам с кусочно – однородной призабойной зоной.

(2–ой способ расчета). Математическая формулировка задачи о дебите скважины с центральной круговой границей С скачка проницаемости сводится к отысканию комплексных потенциалов течения w1 ( z ) = 1 ( x, y ) + i1 ( x, y ) и w 2 ( z ) = 2 ( x, y) + i 2 ( x, y) переменной z = x + iy действительные части которых удовлетворяли бы условиям 1 П = 1П ;

1 =2;

к О С к1 С 1 = 2;

n C n C 2 = 2С.

(17) (Через обозначен круговой контур скважины радиуса r0 ). Точное решение краевой задачи (17) для аналитических функций w1 ( z ) и w 2 (z ) находится просто только для круговой области D с центральным расположением скважины. Для других областей D отыскание точного решения краевой задачи (17) вызывает значительные трудности. В этом параграфе автор предлагает новый метод приближенного решения краевой задачи (17). Идея предлагаемого метода основана на том, что в непосредственной близости к скважине течение жидкости можно принять за плоскорадиальное. Поэтому в качестве комплексного потенциала w2(z) выберем функцию w 2 (z ) = Q2 ln(z z O ) + A, (18) где z0- комплексная координата скважины, Q2 –её дебит, А - некоторая пока неизвестная действительная постоянная. Действительная часть 2 потенциала (18) на круговой границе С скачка проницаемости будет постоянной величиной. Поэтому на основании второго из граничных условий (17) 1 тоже будет постоянной на С. Комплексный потенциал w1 ( z ), действительная часть которого должна принимать постоянные значения на границах П и С двухсвязной области (получаемой из D удалением круга с границей С), может быть найден с помощью конформного отображения этой двухсвязной области на некоторое круговое кольцо (рис.51). С гидродинамической точки зрения такая задача равносильна отысканию точного комплексного потенциала течения к круговой скважине с границей С. В общем случае решение этой задачи имеет вид [48, 108] w1 ( z ) = Q1 ln[t (z )] + B (19) где t=t(z) – функция, реализующая конформное отображение названной двухсвязной области на круговое кольцо в плоскости t, а Q1 и В - некоторые пока неизвестные постоянные. Если функция t=t(z) будет найдена, то далее останется определить значения 4-х произвольных постоянных: А, Q1, Q2 и В. Эти постоянные найдем с помощью граничных условий (17). Третье из граничных условий (17) выражает равенство нормальных составляющих v1n = v 2 n скорости фильтрации в каждой точке на окружности С. Это единственное из перечисленных в (17) граничное условие, которое в предлагаемом методе выполняется приближенно. А именно, требование равенства v1n = v 2 n в каждой точке С заменим на равенство потоков жидкости через контур С. Поскольку поток жидкости через контур С для течения с потенциалом w1 ( z ) равен Q1, а течения с потенциалом w 2 ( z ) равен Q2, то для равенства потоков потребуем, чтобы Q1 = Q 2 = Q (20) Для определения теперь уже трех постоянных А, Q и В воспользуемся первым, вторым и четвертым условиями в (17). После выделения в (18) и (19) действительных частей, условия (17) с учетом (20) дадут три линейных уравнения для неизвестных Q, А и В. Решая эти уравнения, для дебита Q получим:

Q= 2 k O k 1 ( р П р С ) t(z ) r µ к 1 ln П + k O ln 1 t(z C ) rO (21) где z и z C - комплексные координаты точек контура питания П и окружности С. Таким образом, если функция t=t(z), осуществляющая конформное отобра жение области D с выброшенным кругом на круговое кольцо в плоскости t будет найдена, то задача окажется решенной. Подчеркнем, что если в формуле (21) радиус r1 = r0 т. е. скачок проницаемости в призабойной зоне отсутствует, то (21) даст точное значение дебита Q0 круговой скважины. Если же в (21) выбрать k1 = k 0, а r1 r0 то получим приближенное значение для дебита круговой скважины. Погрешность в расчете Q по формуле (21) при k1 = k 0 и r1 r0 появится из – за введения в сетку течения искусственной эквипотенциали радиуса r1. Поэтому отклонения Q / Q0 от 1 при k1 = k 0 и r1 r0 косвенным образом позволяют оценить погрешности в расчетах Q по второму предложенному методу. Отметим, что в рассмотренных далее примерах эти отклонения составляли доли процента, если отношение r1 к характерному размеру области фильтрации было менее 0,1. Теперь применим новый подход к решению тех же примеров.

Пример I. Скважина с круговой ПЗС и с прямолинейной границей области питания (рис.49). Конформное отображение верхней полуплоскости с выбро шенным кругом на кольцо известно [78, 123]. Поэтому формула (21) после подстановки в нее известной функции t(z) и алгебраических преобразований примет вид:

ln l O + l 2 1 Q O =. Q O ln l + l 2 r 2 + ( 1) ln r O O 1O O1 1O ( ( ) ) (22) Влияние скачка проницаемости на дебит скважины, рассчитанное по формуле (22), приведено в таблице 4.4.

Таблица 4.4.

Влияние скачка проницаемости в круговой призабойной зоне на дебит скважины (рассчитаны отношения Q/Q0 по формуле (22)) Пример №1 r10 k1 / k0 50 0,74 1,21 1,50 0,67 1,34 1,91 100 0,77 1,18 1,41 0,70 1,28 1,70 l0 200 0,79 1,16 1,34 0,72 1,24 1,58 1000 0,83 1,12 1,25 0,77 1,18 1, 5 0,5 2,0 20,0 0,5 2,0 20, Пример 2. Скважина с круговой неоднородностью и с эксцентричной к ней круговой границей области питания (рис.50). Функция t(z), реализующая кон формное отображение большого круга с выброшенным внутренним кружком на кольцо приводится в [78, 123]. Подставляя t(z) в (21) для дебита скважины в условиях 2-го примера получим выражение 2 R O + 1 l2 + DO O ln 2R O Q = 2 2 2 QO R + r l O + D1 + ( O1 1) ln r1O ln O 1O 2R O (23) 2 2 где D1 = (R O + l 2 r12O ) 4l 2 R O, а остальные обозначения те же, что и выше. O O Влияние скачка проницаемости на дебит скважины, рассчитанное по формуле (23 ), приводится в таблице 4.5.

Таблица 4.5.

Результаты расчётов отношений Q/Q0 по формуле (23).

l0 = 0,5R Пример № R0 k1/k0 0,5 2,0 20,0 0,5 2,0 20, 50 100 200 1000 0,80 0,76 0,73 0,69 1,14 1,19 1,23 1,29 5 1,30 1,44 1,55 1,73 0,74 0,69 0,65 0,61 1,21 1,30 1,37 1,48 10 1,49 1,78 2,03 2,56 Отметим, что расчёт Q / Q0, выполненный для примера №1 по формулам (10) r и (14) для исходных данных таблицы 4.4 привел с точностью до 0,01 к таким же результатам, что и формула (22). Для примера № 2 расчет по формулам (10) и (16) для данных таблицы 4.5 тоже с точностью до 0,01 приводит к результатам, совпадающим с формулой (23). Всё это позволяет сделать вывод о практической равноценности методов расчёта дебитов скважин с кусочно – однородной призабойной зоной, предложенных в пунктах 4.9.3 и 4.9.4. Результаты расчётов в таблицах 4.4 и 4.5 показывают, что увеличивая проницаемость призабойной зоны скважины можно заметно увеличить её дебит. Ухудшение проницаемости призабойной зоны по сравнению с проницаемостью всего пласта приводит к резкому сокращению дебита скважины (см. строки для k 1 / k 0 = 0,5 ). Именно поэтому в эксплуатационной практике водо – и нефтедобы вающих скважин должны быть предусмотрены меры защиты призабойной зоны от ухудшения со временем её фильтрационных свойств.

4.10. Математическое моделирование фильтрации к скважине с вертикальными трещинами гидроразрыва Для повышения производительности работы нефтедобывающих скважин в их призабойных зонах осуществляется специальная технологическая операция – гидроразрыв пласта. Эта операция может проводиться в двух режимах – вертикальный гидроразрыв пласта, когда создаются исходящие от ствола скважины трещины по всей толщине пласта, и горизонтальный гидроразрыв пласта, при котором создаются трещины в виде круговых колец с центром на стволе скважины, расположенных горизонтально подошве и кровле пласта. Для проектирования числа и размеров трещин, создаваемых с помощью гидроразрыва пласта, нужна соответствующая математическая модель. Исследованию эффективности вертикального гидроразрыва пласта уделялось внимание в работах многих авторов: Ентова В.М. и Мурзенко В.В. [54], Донцова К.М. с соавторами [53, 55], Кадета В.В. и Селякова В.И. [63], Каневской Р.Д. и Кац Р.М. [64, 65] Зазовского А.Ф. и Тодуа Г.Т. [57], Доманского А.В. [52] и др. В их работах при расчёте течений к вертикальным трещинам гидроразрыва учитывается конечная проницаемость, протяжённость и толщина (раскрытие) трещин. Учёт всех перечисленных параметров достигается применением сложного математического аппарата. Для исследования течений к вертикальным трещинам гидроразрыва с учётом всех этих же параметров и, кроме того, при дополнительном учёте разных проницаемостей трещин и разных раскрытий, может быть применена разработанная автором в 6-ой главе диссертации теория расчётов течений в многослойных средах. Для первоначальных прогностических расчётов, учитывающих лишь количество трещин, проницаемость которых принимается бесконечно большой по сравнению с проницаемостью пласта, и их протяжённость, автор предложил модифицированный вариант метода СВП. Постановка задачи. Продуктивный пласт считается однородным и изотропным и, поэтому, потенциал скорости фильтрации удовлетворяет уравнению Лапласа. Основной фрагмент области фильтрации, для которого проводится расчёт, представляет половину сектора между двумя соседними щелями (рис.52), где щ – заданное значение потенциала на поверхности трещины, П – заданное значение потенциала на контуре питания, Кщ – количество трещин, RП – радиус контура питания, l- длина трещины, rc– радиус скважины, r, - полярные координаты. В соответствии с рис.52 и с учётом симметрии основного фрагмента DABC области фильтрации, для уравнения Лапласа = 0 запишем следующие граничные условия: на AB :

= 0, на BC : = 0, на CD : = П, на DE: = 0, на EA : = щ, (1) r где ( AB - непроницаемый участок скважины, AE - трещина, CD - граница области питания). Течение жидкости подчиняется закону Дарси. Для решения задачи разделим область течения жидкости на две части. В области 2 рассмотрим течение жидкости к фиктивной скважине радиуса r1 = rc + l. Решение задачи в этой области имеет вид:

2 (r, ) = п + A ln r Rп (2) где A - пока неизвестный параметр. В области 1 решение задачи находится методом Фурье и имеет вид:

r n r n 1 ( r, ) = щ + Cn + c sin( n ), r n =0 rc (3) где n = (2n + 1), =. Так как радиальная составляющая скорости фильтра2 Kщ ции жидкости на границе r = r1 неразрывна, то должно выполняться условие 1 r = r = r 2 r.

r = r (4) Поскольку r n r n 1 1 = C n n c sin( n ) r r n =0 r rc (5) и 2 r = r = r A, r (6) то из граничного условия (4) получим:

r n r n A = C n n 1 c sin( n ). r n =0 rc 1 (7) Система функций {sin( n )} на отрезке 0 ортогональна. Поэтому, умножая обе части уравнения (7) на sin( n ) и интегрируя по от 0 до, получим:

Cn = 2A r n r n n 1 c r rc 1.

(8) После подстановки C n из (8) в (3) найдем, что:

n r r + c 2A rc r 1 ( r, ) = щ + sin( n ). n n n =0 r1 rc 2n r rc n (9) В данной формуле осталась неизвестной константа A. Для её нахождения используем граничное условие неразрывности давления (а, значит, и функции ) на дуге окружности r = r1:

r = r = r = r.

(10) Точно в предлагаемом приближенном методе граничному условию (10) удовлетворить не удается. Поэтому условие (10) выполним в осредненной форме, заменив его на r = r1 =, r = r (11) где 1 и 2 - средние арифметические значения:

1 1 = 1 ( r1, )d, 1 = 2 ( r1, )d. (12) Вычислив интегралы (12), из (11) для A получим уравнение щ + 2A r S = п + A ln 1, в котором через S обозначена сумма ряда R r1 r + c r r S= c 1. r n r n n =0 3n 1 c r rc 1 n n Из последнего уравнения для A находим следующее значение:

A= ( щ п ) R 2 ln + S r.

(13) Теперь, когда константа A найдена, можно вычислить дебит Q скважины, содержащей K щ щелей. Этот дебит равен притоку к фиктивной скважине радиуса r1, т.е.

Q = 2 A = 2( щ п ) R 2 ln + S r. Для практического анализа полученной формулы удобнее рассматривать отношение Q, где Q0 - дебит центральной круговой скважины раQ диуса r0, работающей в таком же точно пласте и при тех же условиях и вычисляемый по формуле Дюпюи. Для отношения Q после элементарных преобразований Q окончательно получаем следующий результат:

R ln r Q c, = Q0 R ln + r K щ где r1 r + c r r 16 1 c. = 2 n =0 r n r n ( 2n + 1) 3 1 c r rc 1 n n (14) Для уверенного практического применения приближенной формулы (14) нужно знать её точность. Для оценки этой точности проводились сопоставления расчетов по формуле (14) для двух ( K щ = 2 ) щелей с длиной l >> rc и по точной формуле притока жидкости к прямолинейной центральной трещине длиной 2l в круговом пласте. Эта точная формула для частного случая K щ = 2 получается на основе перехода по методу ЭГДА от аналогичной формулы (4-40) в [62] для расчета электрической емкости пластины в оболочке круглого сечения. Выполнив переход по методу ЭГДА, для дебита скважины с K щ = 2 получим следующий точный результат:

Q2щ Q0 R ln K ( k ) r = 0, K ( k ) (15) где K (k ) - полный эллиптический интеграл первого рода;

K (k ) = K (k );

k = 1 k 2, R r0 l k - модуль эллиптического интеграла, вычисляемый по формуле k = R +r +l. Погрешность формулы (14) для K щ = 2 представлена на рис.53. Анализ показал, что: 1. Формула (14) дает всегда заниженное по сравнению с точным значение дебита Q ;

2. Для щелей с практически реальной длиной прострела l 300r0 относительная погрешность в среднем составляет 5% и не превосходит 8%. Такая точность для практики приемлема. Формула (14) была применена для анализа эффективности вертикального гидравлического разрыва пласта в призабойной зоне скважины. В частности, результаты расчетов Q R l при = 2500 приведены для различных в таблице 4.6 и Q0 r0 r представлены графически на рис.54.

Таблица 4. Дебит скважины с вертикальными трещинами при Количество трещин 1 1,231 1,858 1,950 2,043 2,210 2 1,453 1,931 2,486 2,638 2,919 4 1,579 2,158 2,876 3,080 3,471 6 1,626 2,246 3,034 3,263 3,705 8 1,650 2,293 3,120 3,363 3,834 10 1,665 2,322 3,174 3,425 3,916 12 1,675 2,342 3,2111 3,469 3,972 14 1,683 2,356 3,238 3,500 4,014 16 1,688 2,367 3,258 3,524 4,045 18 1,692 2,375 3,275 3,543 4,070 20 1,696 2,382 3,288 3,558 4, R = 2500. r l / r 26,00 101,00 251,00 301,00 401, По результатам расчетов можно сделать следующие выводы.

1. Дебит скважины с щелями существенно зависит от радиусов вертикальных трещин. С ростом радиуса трещин дебит значительно растёт. 2. С ростом числа щелей дебит растёт, но быстро из-за интерференции щелей достигает своего асимптотического значения. Оптимальное число трещин при производстве гидроразрыва пласта от 2 до 4. 3. Выгоднее создавать небольшое количество (например, 2) крупных по размерам щелей, чем большое количество мелких трещин. Например, 20 щелей с Q l l = 26 дают дебит = 1,696, в то же время 4 трещины с = 301 дадут дебит почr0 Q0 r ти в 2 раза больший Q = 3,1 (см. рис.54). Q Все выводы, к которому здесь привёл модифицированный метод СВП, согласуются с выводами других авторов [112] как по количеству, так и по и размерам вертикальных трещин гидроразрыва. В контрольных расчётах вновь подтвердилось, что вычисленные методом СВП фильтрационные потоки имеют заниженное на 5-8% значение. Это позволяет рекомендовать модифицированный метод СВП в качестве простого оценочного метода в практических инженерных расчётах.

4.11. Математическое моделирование фильтрации к скважине с горизонтальными трещинами гидроразрыва Операция горизонтального гидроразрыва пласта (ГГРП), осуществляемая с целью повышения производительности нефтедобывающих скважин, описана в [112]. Здесь же приведена формула (Х.46) С.А. Христиановича и Ю.П. Желтова, полученная по данным электролитического моделирования, с помощью которой оценивается эффективность ГГРП для некоторых параметров b, l, r0, r1 и R. Через R обозначен радиус кругового контура питания с центром, совпадающим с цен тром скважины, а остальные обозначения соответствуют принятым в [112] и приведены на рис.55. Недостатком формулы (Х.46) является ограниченная область её применения (которая в [112] не указана), низкая точность и пригодность к случаю только одной трещины, расположенной строго в середине пласта.

Приближённое аналитическое решение о притоке к скважине с одной серединной горизонтальной трещиной на основе метода ЭГДА получено Васильевым Ю.Н. и Башкировым А.И. в [27]. В данной работе автором представлена на основе модифицированного метода СВП математическую модель фильтрации нефти как к одиночной горизонтальной трещине (ГТ), так и к нескольким параллельным и одинаковым по размерам ГТ, расположенным в виде гирлянды вдоль ствола скважины. Ствол скважины считается непроницаемым, а добыча нефти осуществляется только через одну или несколько ГТ. Осесимметричное фильтрационное течение к ГТ на рис.55 будем порознь рассматривать в каждом из фрагментов, отделённых друг от друга плоскостью z = b l. В первом приближении эту плоскость можно принять за поверхность то ка, что точно выполняется при серединном расположении трещины и приближённо – для остальных положений. В свою очередь, каждый из фрагментов разобьем на подфрагменты: соответственно на 1-ю и 2-ю зоны и примыкающие к ним внешние области, ограниченные цилиндрической поверхностью r = R. Второе допущение, которое примем для приближённого расчёта исследуемого осесимметричного течения, заключается в том, что скорость фильтрации на границах r = r0 + r1 первой и второй зон в соответствии с методом СВП будем считать постоянными величинами v1 и v2, подлежащими определению из граничных условий задачи.

Третье допущение, принятое в рассматриваемой задаче – допущение о том, что гидростатическая составляющая gz в приведённом давлении p * = p + gz мало изменяется по толщине пласта по сравнению с действующими значениями гидродинамического давления p. В связи со сказанным будем считать, что в законе Дарси r v = grad ;

kp* = ;

µ p* = p + gz (1) z = const = b. Рассмотрим теперь при сделанных допущениях решение задачи ли нейной напорной фильтрации в однородном изотропном пласте в 1 – ой зоне. Для линейного закона Дарси потенциал скорости фильтрации должен удовлетворять уравнению Лапласа = и граничным условиям = 0;

= v1, r r = r0 r r = r0 + r = 0 ;

z = b L = Щ. z z =0 1 2 r =0 + r r r r (2) (3) Решение краевой задачи (2), (3) ищем в виде суммы = Щ + U(r, z). Поскольку Щ = const, то функция U(r, z) тоже должна будет удовлетворять уравнению (2). Граничные же условия для U(r, z) совпадут с граничными условиями (3), за исключением последнего, которое следует заменить на U z = bl =.

(4) Решение граничной задачи для U(r, z) находится методом Фурье, после чего для потенциала 1(r, z) в 1 – ой зоне получаем выражение:

1 (r, z ) = Щ + 2 v 1 ( 1) Wn (r ) cos( n z ) b l n =0 2n w n (r0 + r1 ) n (5) где n = (2n + 1), а Wn(r) и wn(r) находятся по формулам 2(b l ) Wn (r ) = I 0 ( n r ) K 0 ( n r ) ;

I1 ( n r0 ) K1 ( n r0 ) w n (r ) = I ( r ) K1 ( n r ) 1 Wn (r ) = 1 n I1 ( n r0 ) K1 ( n r0 ) n.

(6) Здесь через I0(x), I1(x) обозначены модифицированные функции Бесселя, а через K0(x) и K1(x) – цилиндрические функции Макдональда 0-го и 1-го порядков [131]. Из полученного решения (5) можно вычислить среднее значение <1> на граничной цилиндрической поверхности r = r0 + r1 первой зоны:

1 1 = bl bl (r + r1, z ) dz.

(7) После вычисления интеграла (7) и алгебраических преобразований придём к следующему значению для среднего:

1 = Щ + 16(b l ) v 1 S1, (8) где S1 – сумма числового ряда S1 = Wn (r0 + r1 ). 3 n =0 (2 n + 1) w n (r0 + r1 ) (9) Формула (8) совместно с выражением для v1 на рис.55 позволяет выразить приток Q1 флюида к ГТ в 1-ой зоне через заданное значение потенциала Щ и среднее <1>: Q1 = 4 (r0 + r1 ) ( 1 Щ ) 8 S. C другой стороны, для притока Q1 в области, примыкающей в первом фрагменте к 1– ой зоне, по формуле Дюпюи имеем значение: Q1 = 2( 1 П )(b l ) R ln r +r 0, где П – заданное значение потенциала на контуре пи тания r = R. Исключая из двух последних равенств общее неизвестное значение <1>, окончательно для Q1 получим выражение Q1 = R 16 S1 (b l ) ln r + r + 3 (r + r ) 0 1 0 1 2( Щ П )(b l ) (10) Выполняя совершенно аналогичные расчёты для исследования течения во 2-ой зоне, для притока Q2 к ГТ из второго фрагмента получим значение Q2 = 2( Щ П ) l R 16 S 2 l ln r + r + 3 (r + r ) 0 1 0 (11) где S2 – сумма числового ряда, определяемого как и выше по формуле (9), с той лишь разницей, что собственные значения n теперь будут вычисляться по формуле n = (2n + 1). Складывая Q1 и Q2 мы и получим полный приток Q к одиночной 2l ГТ, изображённой на рис55. Формулу для суммы Q = Q1 + Q2 приведём в виде, удобном для вычислений на ЭВМ.

Дебит скважины с одиночной горизонтальной трещиной Для подсчёта на ЭВМ дебита скважины с непроницаемым стволом, приток нефти к которой осуществляется через одиночную ГТ, введём следующие безразмерные переменные:

R0 = R r0 ;

b0 = b r0 ;

x = 1 + r1 r0 ;

y1 = (b l ) r0 ;

y2 = l r ;

n = (2n + 1) x (2n + 1) ;

qn = 2y 2y Wn (x, y ) = I 0 ( n ) ;

K 0 ( n ) I1 (q n ) ;

K1 (q n ) ;

w n (x, y ) = I1 (q n ) ;

K1 (q n ) I1 ( n ) ;

K1 ( n ).

I0, I1 – по – прежнему обозначают модифицированные функции Бесселя, а К0 и К1 функции Макдональда. Через S(x, y ) обозначим сумму ряда S(x, y ) = Wn (x, y ) 3 n =0 (2 n + 1) w n (x, y ), (12) а через S1 и S2 – её значения S1 = S(x, y1) ;

вычисляться по формуле y 1 2 ln (R 0 ) b0 Q = Q0 R 16 S1 y1 ln 0 + 3 x x y2 ln (R 0 ) b 0 R 0 16 S 2 y 2 ln + 3 x x S2 = S(x, y2).

(13) Тогда дебит Q = Q1 + Q2 скважины с одной ГТ в безразмерных величинах будет +.

(14) В (14) через Q0 обозначен дебит совершенной скважины, принятый за базисную величину и вычисляемый по формуле Дюпюи Q0 = 2 ( Щ П ) b ln (R 0 ).

(15) Вычислительные эксперименты, выполненные с помощью формулы (14), показали, что: 1). Максимальный дебит достигается при расположении трещины в середине пласта. 2). Если размер трещины больше мощности пласта (r1 > b), то расположение трещины внутри пласта вдоль ствола скважины практически не играет роли. Иными словами, в последнем случае гидроразрыв можно осуществлять в любом месте ствола скважины – эффект от ГГРП практически будет всегда одинаков.

Дебит скважины с несколькими горизонтальными трещинами. Интерференция горизонтальных трещин.

Рассмотрим ситуацию, когда в пласте создали N горизонтальных трещин, равномерно распределённых вдоль ствола скважины – рис.56. Чтобы подсчитать суммарный дебит такой гирлянды ГТ понадобится частный случай формулы (14) – случай серединного положения ГТ. Для серединного положения l = b/2 и, следовательно, y1 = y2 = b0/2. С учётом этого, из (14) для дебита QГТ одиночной серединной горизонтальной трещины получим значение Q ГТ = 2( Щ П ) b ~ R 8 S b0 ln 0 + 3x x, где ~ b S = S x, 0. (16) Подчеркнём, что формула (16) относится к случаю, указанному на рис.55. Для подсчёта же дебита одной трещины применительно к ситуации на рис.56 в (16) нужно заменить b на b/N и b0 на b0/N. Тогда после сложения дебитов отдельных трещин, для их суммарного дебита Q получим выражение Q = Q0 ln (R 0 ) ~ R 0 8 S b0 ln + 3 x Nx, где S = S x, ~ b0. 2N (17) В качестве базисной величины Q0 по – прежнему выступает значение (15). Вычислительные эксперименты, выполненные с помощью формулы (17), показали, что для повышения производительности скважины выгоднее создавать одну крупную ГТ в середине пласта, чем множество мелких трещин в гирлянде на рис.56. Подтверждением этого вывода служит следующий показательный результат расчётов: одна серединная трещина с r1/r0 = 300 даёт дебит в 1,8 раза больший, чем суммарный дебит 20 мелких трещин r1/r0 = 30. (Расчёт приведён для случая R/r0 = 2000 и b/r0 = 400). К таким же выводам приводят исследования эффективности ГГРП, полученные экспериментально методом электролитического моделирования [112]. Это согласование расчётных данных с экспериментальными подтверждает достоверность результатов, получаемых по представленной математической модели горизонтального гидроразрыва пласта. Кроме того, ещё раз позволяет рекомендовать модифи цированный метод СВП в качестве простого оценочного метода в практических инженерных расчётах. Основные результаты главы 4: 1) автор доказал, что классическая постановка задачи о течении к скважине, когда поверхность её ствола принимается за эквипотенциальную, может приводить к заметным ошибкам в расчёте дебита, если не учесть по приведённому в диссертации критерию возможность перехода в ПЗС плоскорадиального течения в осесимметричное;

2) доказана необходимость учёта при расчёте дебитов скважин возможного перехода в ПЗС линейного режима фильтрации к нелинейному;

3) доказано, что расчёт сложных трёхмерных фильтрационных течений в ПЗС с приемлемой точностью можно выполнить методом СВП;

4) проведены расчёты и даны практические рекомендации по оптимальному соотношению проницаемостей ПЗС и пласта, по техническим параметрам применяемых фильтров и по количеству и размерам искусственно создаваемых трещин гидроразрыва.

ГЛАВА 5.

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕЧЕНИЙ К ОДИНОЧНЫМ И ГРУППОВЫМ СКВАЖИНАМ В НЕОДНОРОДНЫХ СРЕДАХ ПРИ ЛИНЕЙНОМ И НЕЛИНЕЙНОМ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ В 5-ой главе исследуются математические модели интерференции нефтедобывающих скважин, уточняющие постановки В.Н. Щелкачёва для таких же задач. В ПЗС учитывается возможность, во-первых, скачков проницаемости и, во-вторых, перехода фильтрации от линейного режима к нелинейному. 5.1. Расчёт дебита и поля давления для одиночной скважины 5.1.1. Методом функций Грина Плоскопараллельная линейная напорная фильтрация несжимаемой жидкости к скважине в неоднородном пласте с проницаемостью K (x, y ) = k 0 k (x, y ), (1) где k 0 - константа с размерностью проницаемости, а k (x, y ) - безразмерная функция декартовых координат x, y плоскости течения описывается [108] эллиптическим уравнением L[(x, y )] k (x, y ) x + y k (x, y ) y = 0, x (2) фильтрации в котором через ( x, y ) обозначен потенциал скорости (x, y ) = k 0 (p + gh ). Уравнение (2) решается совместно с граничными услоµ виями П = П = const и C = C = const, (3) где П – граница контура питания в области фильтрации D, а С – круговой контур скважины. Если потенциал скорости фильтрации (x, y) будет найден, то по нему определим поле давления, а по закону Дарси – проекции скорости фильтрации на оси x и y:

v x = k (x, y ) x ;

v y = k (x, y ). y (4) Удельный дебит Q скважины с контуром C находится по формуле Q = v n ds = k (x, y ) C C ds, n (5) где vn - нормальная к контуру C составляющая скорости фильтрации, а ds дифференциал длины дуги контура C. Для некоторых конкретных видов области D и частных случаев законов изменения проницаемости (1) известны точные аналитические решения задачи (2), (3). Например, для круговой области с конкретными частными случаями проницаемости (1) такие решения приведены в [35-38]. Для однородных грунтов и произвольной формы границы П задача (2), (3) в [48] сведена к решению сингулярного интегрального уравнения, с помощью которого находится параметр двухсвязности области D, а затем дебит скважины Q. Л.В. Старшинова для решения задач разработки нефтяных месторождений стала применять методы коллокации [132] и конечных разностей [133]. Г.Г. Вахитов1 и М.Г. Алишаев2 (с соавторами) предложили при применении метода сеток скважину моделировать как особый узел сетки. Такой способ моделирования скважины в методе сеток даёт удовлетворительные результаты главным образом для однородных изотропных пластов. Для неоднородных грунтов разностные методы со скважиной в виде особого узла требуют применения сеток с шагом, на один-два порядка меньше, чем для однородных, что делает их применение в этих случаях затруднительным. В этой работе для решения краевой задачи (2), (3) тоже предполагается использование численных методов, но скважину предлагается моделировать при помощи 1-го фундаментального решения уравнения (2), описывающего, как известно [23], течение от точечного источника. В связи со сказанным перечислим некоторые конкретные примеры фундаментальных решений g(x,y,x0,y0) [23, 32, 38, 101, 224 и др.]:

k = const;

k( x, y) = 0;

g( x, y, x 0, y 0 ) = ln k (x 0, y 0 ) k (x, y ) (x x 0 )2 + (y y 0 ) ln +C + C;

(6) (7) ( ) g ( x, y, x 0, y 0 ) = (x x 0 )2 + (y y 0 ) 1 Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. М.,Недра, 1970. М.Г. Алишаев, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М., Недра. 1985.

k( x, y) = exp(2ay );

g( x, y, x 0, y 0 ) = exp(a (y 0 r sin )) K 0 (ar ) + C ;

где r = (x x 0 )2 + (y y 0 )2.

(8) Функция (6) отвечает однородному грунту;

(7) – серии законов (1), когда k(x,y) представляет собой квадрат гармонической функции;

(8) – закону экспоненциального изменения неоднородности, K0(ar) - функция Макдональда;

x0,y0 - координаты точечного стока (скважины);

С – некоторая аддитивная постоянная. Замечание 1. Перечисленные в (6) – (8) потенциалы точечных стоков имеют нормированный удельный дебит, равный 2 единиц, так как для них интегралы k (x, y ) C g ds = 2. Поэтому, чтобы получить потенциал точечного n стока с другим значением дебита Q, соответствующую функцию в (6) – (8) надо будет умножить на Q/2. Перейдём теперь к задаче о фильтрации жидкости к одиночной скважине в неоднородном грунте (1) с произвольным контуром питания П. Для расчёта потенциала (x,y) исследуемого течения предварительно построим функцию Грина 0(x,y), равную [135] 0(x,y) = g(x,y,x0,y0) + f(x,y), решение вспомогательной краевой задачи с условиями Дирихле L[f (x, y )] = 0 ;

f (x, y ) П = g(x, y, x 0, y 0 ) П (9) где g(x,y,x0,y0) - известное фундаментальное решение уравнения (2), а f(x,y) – (10) без особых точек в области фильтрации D. Решение задачи (10) для частных случаев областей D и законов изменения проницаемости (1) можно получить с помощью точных аналитических методов, а в общем случае - с помощью какого – либо численного метода (например, метода конечных разностей или метода конечных элементов). Функция Грина (9) будет удовлетворять вследствие (10) краевому условию 0 (x, y ) П = 0.

(11) После того как функция Грина 0(x,y) будет построена, потенциал течения к скважине с удельным дебитом Q найдётся, с учётом замечания 1, по формуле (x, y ) = Q 0 (x, y ) + A, (12) где Q и A – неопределённые постоянные. Эти постоянные находятся из граничных условий (4): П = A = П ;

С = С = Q 0 (x C, y C ) + A. При записи условия на скважине воспользовались общепринятым в теории фильтрации допущением о возможности замены кругового контура скважины С на эквипотенциаль, проходящую через какую – либо точку (xc,yc) на С. Теперь из последних двух равенств находим искомое значение удельного дебита Q= 2 ( C П ). 0 (x C, y C ) (13) Поскольку вспомогательное решение f(x,y) внутри D не имеет особенностей, то без принципиальных затруднений приемлемая точность в расчёте дебита Q и поля давления p получается при применении известных конечно-разностных методов на сетках с относительно крупным шагом. 5.1.2. Построение серий точных решений полуобратных граничных задач о дебите круговой скважины в однородных изотропных средах в постановке для двухсвязных областей Для однородных изотропных грунтов точные решения задачи о дебите круговой скважины, в постановке для двухсвязных областей, получены для ограниченного числа случаев в [41, 48, 87, 102, 103 и др.]. Между тем любое точное решение имеет самостоятельную ценность хотя бы потому, что его можно применять для тестирования приближённых решений. Именно поэтому автор приводит предлагаемый им простой метод построения серии точных решений полуобратных граничных задач о расчёте дебита круговой скважины. Уравнение (2) для однородного изотропного грунта будет уравнением Лапласа. Его решения, удовлетворяющие на круговом контуре C скважины с радиусом r0 условию (3), будем строить с помощью преобразования обратных радиус-векторов [123] по формуле (r, ) = Q r r 2 ln + u (r, ) u 0, + c, r r0 (14) в которой u(r,) – пока произвольная гармоническая функция, не имеющая при r > r0 особых точек, а Q – неопределённая постоянная. Если теперь в формуле (14) задавать конкретные гармонические функции, точечные особенности которых расположены за пределами окружности z = r0, то получим какое-то точное решение задачи о дебите скважины в постановке для двухсвязной области. Остается лишь найти контур питания П. Для его отыскания строим эквипотенциали течения по формуле (r, ) = const, одну из которых можно принять за границу контура питания. Конкретный вид контура питания найдем в соответствии с (14) из уравнения r r2 ln + u (r, ) u 0, = A, r r (15) в котором A>0 - некоторая безразмерная наперед заданная постоянная. Значение потенциала скорости фильтрации П на контуре питания (15) будет, в соответствии с (14) и (15), равно П = жины получим точное значение Q= 2 ( C П ). A Q A + c, откуда для удельного дебита сква (16) В практических приложениях гармоническую функцию u (r, ) в потенциале (14) удобно представлять n n в виде ряда Фурье r r + n cos(n ) + n sin (n ), где 0, n, n – неопределённые безu (r, ) = r r 2 n =1 0 размерные коэффициенты. Тогда потенциал скорости фильтрации (14) исследуемого течения можно будет представить в виде:

n n Q r r r0 ( cos(n ) + sin (n )) +. (r, ) = ln + n n C 2 r0 n =1 r0 r (17) Уравнение контура питания (15) можно теперь представить в более удобной для расчётов форме n n r r r0 ( cos(n ) + sin (n )) = A. + ln n n r0 n =1 r0 r (18) Задавая в формуле (18) конкретные значения безразмерных коэффициентов 0, n, n, будем получать отвечающие им различные формы контура питания. Приведем конкретные примеры применения изложенного метода. Пример 1. Выберем в (18) безразмерные коэффициенты n и n следующим образом: n = n =0 при n2, 1 =, 1 = 0. Тогда уравнение контура питания 1 r можно будет записать в виде ln + cos = A, где =, > 1. Выразив от r сюда cos, получим удобную для построения контура питания форму записи его уравнения:

cos = A ln. 2 ( ) (19) Поскольку cos - четная функция, то контур питания, определенный уравнением (19) будет симметричен относительно оси Ox. Для определения общего вида этого контура можно задать две характеристические точки (так как имеется только два параметра A и ). В качестве таких характеристических точек контура (19) можно взять его точки пересечения с осью Oy и с положительной частью оси Ox. Пусть при = 0 величина = 0, а при = ± гда относительно A и получим уравнения которых находим что величина = 1. То A 1 1 ln 1 A 0 0 ln 0 =0 и = 1, из 2 2 1 1 0 ( ) ( ) A = ln 1;

= 0 ln 0 1. 2 0 (20) Уравнение контура питания через характеристические точки 0 и 1 запишется в виде ln 1 1. cos = 1 1 0 ln 2 0 (21) Для более полного представления о форме исследуемого контура питания найдем еще абсциссу точки пересечения 2 с отрицательной частью оси Ox. Из (21) для отыскания 2 получаем уравнение:

ln 1 1 2 2 = 1. 1 1 0 ln 2 0 2 (22) Уравнение (22) решалось комбинированным методом хорд и касательных. Найденные значения координат дополнительной характеристической точки 2 для пяти частных случаев показаны на рис.57. С его помощью можно наглядно представить общий вид овального контура питания с расположенной в нём в начале координат круговой скважиной. Точное значение дебита скважины в пластах с рассматриваемыми контурами питания находится, в соответствие с (16) и (20), по формуле:

Q= 2( C П ). ln (21) Формула (21) применялась в вычислительном эксперименте по выбору оптимального варианта моделирования овального контура питания. А именно, как точнее рассчитать дебит скважины: моделируя овал круговым контуром с ра диусом 2 или круговым контуром с радиусом 1 и с центром на оси Ox в точке (12, 0) (рис.57). В первом случае дебит скважины рассчитывается по формуле Дюпюи:

Qприбл. = 2 ( C П ). ln (22) Во втором случае - по формуле дебита круговой скважины в эксцентричном круговом пласте [41, 48], которая в принятых здесь обозначениях запишется в виде:

Qприбл. = 2 ( C П ). 2 ln 2 2 1 (23) Вычислительные эксперименты по исследованию погрешностей приближённых формул (22) и (23) позволили сделать следующий вывод. В любом вытянутом выпуклом овальном пласте, имеющем одну ось симметрии, в котором: 1) скважина расположена на оси симметрии и, 2) ближайшее расстояние 2 от скважины до контура питания вдоль оси симметрии меньше расстояния 1 от скважины до контура питания в направлении, перпендикулярном к оси симметрии ( 2 < 1 ), дебит скважины следует вычислять по формуле (23). Погрешность приближенной формулы (23), как показал вычислительный эксперимент, не превышает 2,7% (для параметров 040 и 128). Если же 0 и 1 будут принимать значение большее 100, то относительная погрешность будет составлять 0,85% и менее. Для подтверждения справедливости сделанного вывода применим формулу (23) к расчёту дебитов скважин в овальных пластах, рассмотренных в работе В. Л. Данилова [48]. Пример № 2. Уравнение контура питания : r = 10000 e 0,2cos (метров), радиус скважины rс = 1500 метров (так называемая “укрупнённая” скважина, понятие которой введено В.Л. Даниловым для оценки суммарного дебита группы скважин), мощность пласта h = 5 метров, давление на контуре питания pп = 160 атм., давление на скважине pс = 155 атм., проницаемость k = 1 дарси, вязкость µ = 1 сантипуаз. Для этих данных в [48] получено значение дебита Q = 722,7 м3/сутки. Для условий этого примера находим, что полярные радиусы точек пересечения контура питания с осями координат для углов равных 00, 900 и 1800 соответственно равны r1 = 8187,307 м, r2 = 10000 м и r3 = 12214,028 м. Поэтому параметры 0, 1 и 2 будут равны: 0 = r3/rскв = 8,142853…, 1 = r2/rскв = 6,6666… и 2 = r1/rскв = 5,458205….Теперь по формуле (23) легко подсчитать, что удельный дебит скважины q = 145,707 м3/сутки, а массовый дебит Q = hq = 728,54 м3/сутки. Стало быть, относительная погрешность расчётов по формуле (23) составила 0,81%. Пример №3. Исходные данные: r = 1000 e 0,5cos (метров), rc = 0,1 (м), h = 5 (м), pп = 150 атм., рс = 130 атм., k = 0,5 дарси, µ = 1 сантипуаз. Здесь в [48] получено значение дебита Q = 298 м3/сутки. Для перечисленных условий полярные радиусы точек пересечения контура питания с осями координат для углов равных 00, 900 и 1800 соответственно равны r1 = 606,531 м, r2 = 1000 м и r3 = 1648,721 м. Поэтому параметры 0, 1 и 2 имеют значения: 0 = r3/rскв = 16487,21…, 1 = r2/rскв = 10000,00… и 2 = r1/rскв = 6065,31….Теперь по формуле (23) найдём, что удельный дебит скважины q = 60,101 м3/сутки, а массовый дебит Q = hq = 300,50 м3/сутки. Стало быть, относительная погрешность расчётов по формуле (23) составила 0,84%. Как видим, рассмотренные примеры подтверждают справедливость выводов относительно условий применения приближённой формулы (23) к расчёту дебитов в пластах овальной формы с одной осью симметрии. Разумеется, область применения предложенного метода не ограничивается приведёнными примерами.

5.2. Применение вариационных методов для расчёта двусторонних оценок дебитов одиночных скважин в анизотропных средах при линейном режиме фильтрации Сложность задач расчёта дебита и поля давления для скважин, эксплуатирующих анизотропные пласты, по сравнению с изотропными сильно возрастает. Поэтому для анизотропных сред важную роль играют приближённые методы расчёта дебитов скважин. Автор в этом параграфе выводит формулы для расчёта верхних и нижних оценок дебитов скважин на основе вариационных методов, названных в работе методами пробных эквипотенциалей и пробных линий тока. Линейная плоско-параллельная фильтрация жидкости в анизотропно- неоднородных средах описывается функциями (,) и (,), удовлетворяющим системе уравнений (2.3.2). Перепишем эту систему совместно с формулами для проекций скорости фильтрации:

v1 = a b 1 b c 1 + = ;

v2 = + =. E G G E G E (1) Здесь, - расчетная ортогональная криволинейная система координат, E и G – коэффициенты 1-ой квадратичной формы, v 1 и v 2 – проекции скорости фильтрации на и – координатные линии, (,) - функция тока, (, k P )= µ (2) P – приведённое давление, k 0 - некоторая постоянная с размерностью проницаемости, a, b, c - компоненты безразмерного тензора проницаемости, вычисляемые через задаваемый закон распределения главных направлений анизотропии (ГНА) и главные проницаемости 1 (,) и 2 (,). Расчёт a,b,c осуществляется по формулам (см. приложение 2):

2 2 p 1 p a = G 10 + E 20 ;

b = EG p p (10 20 ) (3а) 2 2 2 2 p p p 1 p c = E 10 + G 20 ;

= G + E. (3б) В формулах (3а) и (3б) p = p(,) - функция, нормали к линиям уровня которой определяют 1-ое ГНА с главной проницаемостью 1 (,), а касательные к p(,) = const определяют 2-ое ГНА с главной проницаемостью 2 (,);

10 = 1 k и 20 = 2 k – безразмерные главные проницаемости. Отметим, что в 0 соответствии с (3), a c b 2 = 10 20.

(4) Для сокращения дальнейших записей обозначим 10 20 = k(, ).

(5) Путем перекрестного дифференцирования, для функций (,) и (,) из системы (1) получаем уравнения a G + b E + b + c E G = (6) и b a G b c E 2 +2 + 2 +2 = 0 (7) k (, ) E k (, ) k (, ) k (, ) G В частном случае для однородных анизотропных сред (1 = const и 2 = const), выбирая k 0 = 1 2 = const, получаем, что k(,) 1. Поэтому уравнения (6) и (7) совпадут, а система уравнений (1) будет системой уравнений Бельтрами. Это, согласно §2.4, позволяет для решения краевых задач фильтрации в однородно-анизотропных средах применять методы теории аналитических функций комплексного переменного. 5.2.1. Метод пробных эквипотенциалей. Рассмотрим теперь следующую краевую задачу для уравнения (6) в двухсвязной области D, ограниченной кусочно– гладкими замкнутыми кривыми C (внутренняя граница) и П (внешняя граница):

С = с = const ;

и П = п = const.

(8) Граничные условия (8) появляются в задачах расчета дебитов скважин, расчета удельной конденсаторной ёмкости в электростатике, расчета тепловых потерь в теплопроводности. Уравнение (6) можно рассматривать как уравнение Остроградского [25] для функционала 2 2 G E W[] a + 2b +c d d (9) E G D Как известно [25], краевая задача (6), (8) эквивалентна задаче минимизации в области D функционала (9) при тех же граничных условиях (8). Выберем систему ортогональных координат, так, чтобы координатные линии = 0 и = 1 > 0 совпадали с границами C и П соответственно. Остальные линии = const будут представлять собой замкнутые кривые, охватывающие в области D границу C. При полном обходе кривой = const вторая координата будет получать некоторое приращение 0. Поэтому в области D координаты, будут изменяться в пределах 0 1 и 0 0, причем (,0) = (,0 ). Задачу минимизации функционала (9) будем решать приближенно, принимая систему координатных линий = const за эквипотенциали – пробные эквипотенциали течения. Если выбранная система координат, окажется такой, что линии = const совпадут с действительными эквипотенциалями, то получим точное решение задачи. В общем случае, когда линии = const дают искаженные эквипотенциали течения, при расчете полного фильтрационного притока жидкости к границе C получим завышенное по сравнению с точным значение. Завышение притока вызывается тем, что эквипотенциали с гидродинамической точки зрения – бесконечно узкие криволинейные полоски, заполненные свободной жидкостью. Поэтому внесение в область фильтрации D сетки искусственных эквипотенциалей приводит к снижению фильтрационного сопротивления области D и, следовательно, к завышению в ней фильтрационного потока. Функцию (,) при сделанном выборе эквипотенциалей будем искать в виде = ( ). Для отыскания зависимости от подставляем её в (9) и получаем:

W [] = H ( ) [()] 2 d, 0 (10) где обозначено H( ) = a G d. E (11) Теперь минимизация функционала (9) свелась к минимизации функционала (10) при условии (0 ) = С и (1 ) = П. Решая уравнение Эйлера [25] для функционала (11), получим:

= Q d + C, H () С П d H () (12) где постоянный множитель равен Q=.

(13) Теперь, когда приближенное значение найдено, можно рассчитать полный фильтрационный приток жидкости от П к С в области D. Для этого вычисляем интеграл по любой кривой = const от нормальной составляющей скорости фильтрации к этой кривой. Вычисляя такой интеграл получим, что v n ds = Q, т.е. формула (13) определяет искомую величину фильтрационного потока. Ещё раз подчеркнём, что истинное значение притока жидкости Q < Q. 5.2.2. Метод пробных линий тока. Рассмотрим теперь задачу расчета притока жидкости к контуру C в двухсвязной области D на основе уравнения (7). Уравнение (7) будем рассматривать как уравнение Остроградского [25] для функционала 2 2 a G 2b c E T[] = 2 + k 2 (, ) + k 2 (, ) G d d. (14) ( ) E D k, Снова выберем некоторую ортогональную систему координат, (в общем случае, не совпадающую с той, которая применялась для расчёта верхней оценки Q ) так, чтобы линии = const были семейством простых замкнутых кривых, а семейство линий = const являлось бы пучком кривых с центром пучка внутри контура C, т.е., - топологический эквивалент полярной системы координат на плоскости. Уравнения границ С и П в выбранной системе координат запишутся в виде = 1() и = 2() соответственно. Линии = const примем за пробные линии тока течения. Если выбранная система = const совпадёт с действительными линиями тока, то получим точное решение задачи. В случае несовпадения - получим приближенное решение с заниженным по сравнению с точным значением притока –значением Q < Q. Занижение притока вызывается тем, что линии тока с гидродинамической точки зрения – непроницаемые цилиндрические поверхности, вдоль которых течёт жидкость. Внесение в область D сетки искусственных линий тока может привести к появлению дополнительных преград для течения жидкости, и, значит, к завышению фильтрационного сопротивления всей области. А это, в свою очередь, и вызывает занижение фильтрационного притока от П к C. Поскольку полный обход любой координатной линии расположенной в области D приводит к приращению функции тока на величину -Q, равную искомому фильтрационному притоку, то граничные условия для (14) задаём в виде =0 = ;

= = Q, (15) где =0 и =0 – значения координаты на противоположных берегах некоторой зафиксированной пробной линии тока. Отыскание функции тока сводится к определению минимума функционала (14) при граничных условиях (15). При выбранной аппроксимации линий тока функция тока будет функцией одной переменной = (). Подставляя это выражение в (14), для функционала T[] получим:

T [ ] = L ( ) [ ( )] d, (16) в котором через L() обозначено L() = 2 () c E k2 (, ) G d. 1 () (17) Теперь минимизация функционала (14) свелась к минимизации (16) при условии (0) = 0 и (0 ) = Q. Решая уравнение Эйлера [25] для функционала (16), получим:

( ) = C d L ( ) (18) где C1 = Q d L ( ).

(19) В силу того, что Q неизвестно, постоянная С1 тоже остается неизвестной. Для отыскания С1 будем исходить из того, что нам известна величина разности П С, т.к. давления PП и PС заданы. Из уравнений движения (1) следует, что 1 c b =2 v1 2 v2 k (, ) E k (, ) (П ) ;

1 b a = 2 v1 + 2 v2. k (, ) k (, ) G (20) Но тогда П С = (С ) d = (П ) (С ) (grad, dr ), или, с учётом dr = r r d = d + = E d e1 + G d e 2, получим:

(П ) П С = ) k (, ) v ( 2 С c b b a v 2 E d + 2 k (, ) v1 + k 2 (, ) v 2 G d. (21) k (, ) В частности, если интеграл (21) вычислять вдоль линий тока = const, а проекции скорости v1 и v2 выразить с помощью (1) через (), то он примет вид c E v1 d 2 c E C1 d C1 2 c E П С = = 2 = 2 d = C1. (22) 2 k (, ) k (, ) G L() L() 1() k (, ) G 1 () 1 () 2 () () () Сравнивая теперь (19) и (22), для нижней оценки дебита Q получим значение Q = ( С П ) d L ( ).

(23) Таким образом, для Q получена двусторонняя оценка Q Q Q.

(24) При выборе аппроксимирующих сеток (,), правильно отражающих главные особенности фильтрационного течения, оценки Q и Q удается сблизить настолько, что относительная погрешность расчетов по приведенной методике будет составлять 3-5% и менее.

5.3. Расчёт двусторонних оценок дебитов скважин при нелинейных режимах фильтрации 5.3.1. Уравнения движения и граничные условия. Будем исследовать плоскопараллельную фильтрацию несжимаемой жидкости, подчиняющуюся нелинейному закону Дарси [108, 249] grad P = f (v) v v (1) где v скорость фильтрации, P - приведённое давление, f(v) - некоторая функция, характеризующая конкретный вид закона (1) и определяемая экспериментально. В данном параграфе рассматриваются степенные законы f (v) = B v (2) где B и – положительные постоянные. В частности, при = 1 будем иметь линейный закон Дарси, а при = 2 важный для практики закон А.А. Краснопольского. Поле скоростей фильтрации v, кроме (1), должно удовлетворять уравнению неразрывности div v = 0, которое позволяет ввести в рассмотрение функцию тока течения. Проекции скорости фильтрации в декартовых координатах x,y через будут, как известно [85, 86, 87], вычисляться по формулам vx =., vy = y x (3) С другой стороны, из нелинейного уравнения Дарси (1) со степенными законами (2) для v x и v y получаем:

vx = 1 v 1 ;

v y = 1 x v y (4) где через обозначено выражение = P p + gh =. B B (5) В дальнейшем функцию будем называть потенциалом скорости фильтрации. Сравнивая (3) и (4) для функций и, описывающих нелинейную плоскопараллельную фильтрацию со степенными законами (2), получаем систему 1 v = x y ;

1 v. = y x (6) Из системы уравнений (6) после перекрёстного дифференцирования для функций и получаем уравнения 1 1 2 2 U + U = 0 x x y y (7) и V x 1 2 1 2 + V = 0, x y y (8) в которых через U и V обозначены выражения U=v = = + x y ;

V=v = = + x y 2.

(9) Рассмотрим одну из основных задач теории фильтрации – задачу вычисления удельного дебита скважины. Математическая формулировка этой задачи сводится к отысканию решения нелинейного уравнения (7) в двухсвязной области D, ограниченной кусочно - гладкими замкнутыми кривыми П (внешняя граница) и С (внутренняя граница – как правило, окружность с радиусом r0, равным радиусу скважины). На границах D задаются условия П = П = const и С = С = const (10) Задача расчета удельного дебита скважины на основе уравнения (8) сводится к отысканию такого его решения, которое удовлетворяло бы в области D граничным условиям = 0 ;

= Q = const.

+ (11) Здесь через обозначена некоторая в общем случае заранее неизвестная линия тока течения, соединяющая границы П и С. В ряде случаев одну (или несколько) таких линий тока в области D удаётся указать исходя из геометрических соображений. Поскольку, по свойствам функции тока, при полном обходе в D любой замкнутой кривой, охватывающей С, получает приращение, равное Q, то на одном “берегу” начальной линии тока функции даётся значение, равное нулю, а на противоположном “берегу” этой же линии значение должно быть равно Q, что и записано в (11). Кроме граничных условий (11), решение уравнения (8) должно удовлетворять ещё одному дополнительному условию: т.к. на границах П и С заданы давления, то известна величина разности П С. Поэтому решение (8) должно ещё удовлетворять требованию:

П С = d = dx + dy = v 1 y dx x dy x y (12) где последний интеграл в (12) вычисляется по любой линии тока = const, соединяющей П и С. (При выводе условия (12) использовали систему уравнений (6)). 5.3.2 Вариационная формулировка краевых задач. Отыскание точных аналитических решений краевых задач для нелинейных уравнений (7), (8) с граничными условиями (10) и (11), (12) зачастую приводит к серьёзным математическим трудностям. Поэтому практически важными становятся методы приближённого решения этих краевых задач. В данной работе приближённые решения строятся путём перехода от сформулированных краевых задач к эквивалентным им вариационным задачам. Для этого уравнения (7) и (8) будем рассматривать как уравнения Остроградского [25] для функционалов W[] = F(U ) dxdy D (13) и T[] = G (V ) dxdy, D (14) где F(U ) = U 1+ и G (V ) = V +1 (15) Решение краевой задачи (7), (10) обеспечивает минимум функционалу (13) в области D при тех же граничных условиях (10). Точно так же краевая задача (8), (11) тоже определяет функцию (x,y), дающую минимум функционалу T[] в области D при граничных условиях (11). Однако, в отличие от задачи для нахождения, появляющийся в решении неизвестный параметр Q надо будет определять из дополнительного условия (12) через известное значение разности П С.

Для решения задач минимизации функционалов W[] и T[] наряду с декартовыми будем применять полярные и обобщённые полярные координаты. С этой целью укажем вид функционалов (13), (14) в названных криволинейных координатах. В полярных координатах функционалы (13), (14) имеют вид:

W[] = F(U ) rdrd ;

T[] = G (V ) rdrd D D (16) где 1 U = + 2 r r 2 и 1 V= + 2. r r (17) Обобщённые полярные координаты t и удобно применять, когда задано однопараметрическое семейство замкнутых кривых r = r ( t, ), (18) кривые которого, отвечающие различным значениям параметра t, не пересекаются друг с другом, т.е. r(t1,) r(t2,) при t1 t2. Такое семейство линий всегда можно построить, если бывают заданы уравнения границ С и П в полярных координатах r и : r = rC () и r = rП () соответственно. В этом случае семейство линий (18) можно задать уравнением вида r = r (t, ) = (t ) rП () + [1 (t )] rC (), (19) где (t) – некоторая монотонная непрерывная положительная функция, заданная для t [0, 1] и удовлетворяющая условиям (0 ) = 0, (1) = 1.

(20) Тогда r (0, ) = rC () и r (1, ) = rП (). Если в (16) перейти к новым переменным t и, то для функционала W[] получим выражение W[] = F(U ) r (t, ) D r dtd, t (21) где r r r + 2 2 2 + 1 U= 2 t r 2 2 r t 2 r r r t t 2 (22) Кроме координат t и, удобными для решения конкретных задач оказываются ещё и другие - обобщённые полярные координаты r и. Эти координаты задаются с помощью выбора некоторого периодического по однопараметрического семейства пучка кривых = (r, ), (23) с центром в некоторой точке внутри контура C. Если разность 1 - 2 равна периоду, то уравнения (r,1) и (r,2) будут определять одну и ту же кривую. В дальнейшем для удобства будем выбирать стандартную нормировку по периоду для : (r,0) = (r,2 ). Уравнения границ С и П области D, если семейство (23) задано, всегда можно записать в новых координатах r и. Для этого подставляем (23) в уравнения r = rC () и r = rП () и решаем их относительно r. В результате получим уравнения границ С и П r = rC ( ) и r = rП ( ) (24) в новых координатах. Если в (16) перейти к новым переменным r и, то для функционала T[] получим выражение T[] = G (V ) r D drd, (25) где 1 + r2 2 2 r V= + 2 r 2 r r 2 r (26) 5.3.3 Верхняя оценка дебита скважины. Пусть уравнения границ С и П области фильтрации D заданы уравнениями вида (18). Выберем сами некоторую систему кривых, близких по форме к эквипотенциалям = const течения жидкости от П к С. Для этого в уравнении (19) требуется задать конкретный вид функции (t) с соблюдением условий (20). Тогда на выбранной системе кривых, принятых за эквипотенциали, функция = (t). На выбранной системе эквипотенциалей функционал (21), с учетом формул (15) и (22), примет вид 2 r 2 2 r + r r t 1 1+ W[] = D [(t )] dtd.

1+ (27) Выполняя в (27) интегрирование по и обозначая через H(t) интеграл 2 r r + r r t H (t ) = 1+ d (28) для W[] на пробном семействе эквипотенциалей (19) получаем выражение W[] = H (t ) [(t )] dt.

0 1 1+ (29) Решая уравнение Эйлера, для функционала (29) находим следующую экстремаль (t ) = C1 [H (t )] dt + C, t (30) которую принимаем в качестве искомого закона распределения потенциала. Произвольную постоянную C1 в (30) находим из граничных условий (0) = C и (1) = П :

С1 = П С. dt [H (t )] (31) Теперь, когда функция найдена, можно вычислить дебит. Для этого вначале вычисляем по формулам (9) и (22) скорость фильтрации на эквипотенциалях:

2 r 2 2 r + r r t 1 v = U 2 = [(t )].

(32) После этого находим дебит Q, вычисляя интеграл вдоль всей эквипотенциали = const:

Q= r r + v d. Опуская выкладки, запишем окончательный результат:

Q = C1 = C П. dt [H (t )] (33) Подчеркнём, что найденная с помощью формулы (33) величина дебита Q будет завышенной по сравнению с точным решением. Это объясняется тем, что при расчёте потенциала мы заранее выбрали некоторую систему кривых (19), аппроксимирующих сетку эквипотенциалей. А, как известно [108], введение искусственных эквипотенциалей в фильтрационное течение приводит к увеличению полного фильтрационного потока. 5.3.4 Нижняя оценка дебита скважины. Снова будем рассматривать фильтрационное течение от П к С в области D. Однако теперь зададимся некоторой аппроксимацией линий тока. С этой целью выберем какое - нибудь однопараметрическое семейство кривых (23), линии = const которого и примем за линии тока. Как известно [108], введение искусственных линий тока в фильтрационное течение приводит к уменьшению полного фильтрационного потока. Поэтому расчёт дебита скважины путём аппроксимации линий тока приведёт к заниженному по сравнению с точным значению дебита Q. Функция тока на выбранном семействе (23) будет функцией одного переменного = ( ), и поэтому функционал T[] согласно (25) и (26) примет вид:

2 2 1 + r r 1+ 2 1+ [( )] dr d.

T[] = D r (34) Выполняя в (34) интегрирование по r и обозначая 2 1 + r2 rП ( ) r L( ) = rC ( ) r 1+ dr, (35) для T[] на пробном семействе линий тока получим выражение T[] = L( ) [( )] 1+ d.

(36) Решая уравнение Эйлера для функционала (36) совместно с условиями (11), которые примут вид (0) = 0, (2 ) = Q, для функции тока () получим значение:

( ) = C d [L( )] Q, (37) где C1 = d.

(38) [L( )] Подставляя найденное выражение функции тока () в формулу (12) и выполняя расчёты, получим, что постоянная C1 в формуле (5) равна C1 = ( C П ).

(39) Теперь по формулам (35), (38) и (39) можно будет вычислить нижнюю оценку дебита Q. 5.3.5 Дебит скважины в пласте овальной формы. Применим полученные выше оценки Q и Q для расчёта дебита эксплуатационной скважины, работающей в пласте овальной формы. С этой целью в качестве однопараметрического семейства линий (7) рассмотрим семейство вида r (t, ) = r0 [(R 0 1) t + 1] e atcos, (40) где r0, R 1 и R 2 – три положительных параметра 0 < r0 < R 1 < R 2, через которые вычисляются коэффициенты R0 и a в (40) по формулам R 10 = R 20 R1 R ;

R 20 = 2 ;

R 0 = R 10 R 20 ;

a = ln R r0 r0 10 (41) При t = 0 уравнение (40) будет задавать круговой контур скважины радиуса r0, а при t = 1 - овальную форму контура питания. Естественно, параметры r0, R 1 и R 2 должны быть подобраны так, чтобы кривые r (t 1, ) и r (t 2, ) при t 1 t не пересекались бы друг с другом. Последнее условие накладывает определённые ограничения на диапазон изменения геометрических параметров r0, R 1 и R 2, задающих размеры и форму области фильтрации. Опуская выкладки, приведём лишь окончательные результаты расчётов оценок Q и Q по формулам (33) и (38) для случая линейного режима фильтрации (в (2) коэффициент = 1, B=µ k ;

µ - динамическая вязкость жидкости, k - коэффициент проницаемости среды) и для случая фильтрации по закону А.А. Краснопольского (в (2) коэффициент = 2). Для дебита круговой скважины, работающей в данном пласте при линейном режиме фильтрации, получены следующие оценки:

Q ln (R 10 ) =1 ;

Q0 dt h(t ) 0 Q Q0 = ln (R10 ) ln 2 R 0 a (42) ;

(43) где Q0 = h( t ) = g( t ) 2 k (PП PС ) ;

µ ln (R10 ) + a 2 t 2 g( t ) (44) ;

(R 0 1) a g (t) 2 (R 0 1) + (R 0 1) a g (t) 2 (45) (46) g( t ) = (R 0 1) t + 1.

Ранее В.Л. Даниловым в [48] для режима линейной фильтрации рассчитывались дебиты скважин в пластах с произвольным контуром питания. При этом расчёт дебита круговой одиночной скважины в [48] сводился к отысканию параметра двухсвязности области фильтрации, что в свою очередь требовало решения нелинейного сингулярного интегрального уравнения. Решение последнего удавалось найти в очень редких случаях. В качестве примера применения своей теории В.Л. Данилов приводит расчёт дебита круговой скважины в пласте с контуром питания, совпадающим (с точностью до обозначений) с (40) при t = 1. В частности, в [48] выполнены расчёты для двух, уже приводившихся в §5.1 примеров (примеры 2 и 3). Приведём теперь результаты расчётов дебитов этих же скважин для линейного режима фильтрации по предлагаемой методике. Для условий примера №2 из §5.1 находим, что R10 = 5,458;

R20 = 8,143;

Q Q = 0,9046 ;

= 0,8996. В качестве расчётного значения Q/Q0 примем среднее Q0 Q арифметическое Q+Q 2Q и найдём, что Q/Q0 = 0,9021. Для исходных данных этого базисная величина Q0 (которую для единицы длины скважины рассчитываем по (44)) равна 800,05 м3/сутки. Стало быть, по В.Л. Данилову Q/Q0 = 0,9033, что отличается от нашего результата на 0,13%. Для условий примера №3 из §5.1 находим, что R10 = 6065;

R20 = 16487;

Q Q = 0,9566 ;

= 0,9471. Принимая за расчётное значение дебита Q/Q0 среднее Q0 Q арифметическое, получим Q/Q0 = 0,9519. Для этого базисная величина Q0 = 311,95 м3/сутки, и поэтому, по В.Л. Данилову Q/Q0 = 0,9553, что отличается от нашего результата на 0,36%.

Для дебита этой же скважины, но работающей в условиях нелинейного режима фильтрации по закону А.А. Краснопольского, получены оценки:

Q 1 1 = 1 Q 0 2 R 10 1 dt h 2 (t ) 2 ;

(47) Q Q = 1 1 1 g( ) d ;

2 R 10 (48) Здесь, в отличие от предыдущего случая, выбрана другая базисная величина Q 0, а именно:

Q 0 = 2 R 1 r0 (p П p C ). B (R 1 r0 ) (49) Функции h(t) и g() в (47) и (48) находятся по формулам g( ) = 1, 1 acos e 1 R (50) h ( t ) = f ( t, ) d, (51) atcos [(R 0 1) t + 1] (1 + a 2 t 2 sin 2 ) 4 e f ( t, ) = (R 0 1) (1 a t cos ) a cos.

(52) Таким образом, предлагаемый в этом параграфе метод расчёта дебитов одиночных скважин имеет приемлемую для практики точность расчётов, и, кроме того, по сравнению с [48] он более удобен в вычислительном отношении, так как требует лишь методов численного интегрирования. Наконец, предложенный метод в отличие от [48] применяется не только в случае линейного режима фильтрации, но и для нелинейной фильтрации со степенными законами (2).

5.4 Расчёт дебитов и поля давления для группы скважин (многоскважинная система без учёта ПЗС) Одним из важных для нефтепромысловой практики вопросов, является определение оптимального числа скважин по отношению к их суммарному де биту. В этом и следующих параграфах рассматриваются 1) общие методы решения такой задачи и 2) приводятся конкретные числовые примеры расчётов суммарного дебита n скважин, имеющие главным образом иллюстративное значение и предназначенные для их использования в чтении спецкурсов по приложениям методов ТФКП в механике сплошных сред студентам нефтегазовых специальностей. 5.4.1 Постановка задачи и общий метод решения. Рассмотрим теперь задачу об интерференции n скважин, эксплуатирующих неоднородный пласт с проницаемостью (1.1). Область фильтрации D ограничена контуром питания П, на котором потенциал принимает заданное значение П = П = const, (1) а на круговых контурах С k : (x x k )2 + (y y k )2 = rk2 скважин с радиусами rk (где k = 1,2, …,n ) заданы значения C = k = const.

k (2) Требуется рассчитать в области D поле давления и удельные дебиты Qk каждой скважины. Представим поэтапное решение данной задачи.

1 этап. Каким - либо численным методом решаем n взаимно независимых краевых задач:

L[f k (x, y )] = 0 f k (x, y ) П = g(x, y, x k, y k ) П, ( k = 1,2,..., n ) (3) где g(x,y,xk,yk) – известное 1-ое фундаментальное решение уравнения (1.2).

2 этап. Строим вспомогательные функции – функции Грина k(x,y):

k (x, y ) = g(x, y, x k, y k ) + f k (x, y ). k = 1,2,..., n (4) Каждая из функций Грина k(x,y) удовлетворяет (по построению) уравнению (1.2) и граничному условию k П = 0.

(5) Гидродинамический смысл решений (4) заключается в том, что они описывают течения к точечным стокам в точках (xk,yk) с нормированными дебитами qk = 2.

3 этап. Линейный характер уравнения (1.2) позволяет искать потенциал (x,y) течения от n скважин через построенные функции (4) в виде линейной комбинации (x, y ) = k k (x, y ) + A, k =1 n (6) где - A неопределённая аддитивная постоянная, а k – неопределённые множители, связанные с искомыми дебитами Qk формулами k = Qk ;

(k = 1,2,..., n ). (7) Для определения (n+1) неизвестных постоянных A и k используем граничные условия (1) и (2).

4 этап. Из граничного условия (1) найдём величину A. В силу (5) и (6) A = П. раических уравнений (СЛАУ) относительно k:

n ' i i (x k, y k ) + k k (x k + x k, y k + y k ) = k П. i =1 k = 1,2,..., n (8) Далее из граничных условий (2) получаем следующую систему линейных алгеб (9) В (9) знак “штрих” у суммы означает, что индекс суммирования i k, а xk и yk – такие приращения координат xk, yk, которые определяют некоторую точку на контуре Ck, т.е. (x k )2 + (y k )2 = rk2. Решая СЛАУ (9), найдём неизвестные k, затем по формуле (6) потенциал (x,y), а значит, и поле давления P(x,y) в области фильтрации, и, наконец, по формулам (7) вычислим дебиты Qk каждой скважины.

Замечание 1. При записи СЛАУ (9) приняли следующее допущение: вклад в вели чину результирующего давления на контуре k–ой скважины от i–ой скважины принят соответствующим значению потенциала последней в точке расположения k– ой скважины, т.е. i i (x k, y k ). Это допущение оправдывается тем, что расстояния между скважинами намного больше их радиусов.

5.4.2 Интерференция скважин, эксплуатирующих однородный круговой пласт. Чтобы исследовать интерференцию (взимодействие) скважин, эксплуатирующих однородный изотропный пласт с круговой границей контура питания радиуса R, нужно знать потенциал скорости фильтрации, описывающий течение к отдельной скважине. Такой потенциал k (x, y ) течения к k-ой скважине с радиусом rk, расположенной в круговом пласте в точке z k = x k + iy k = rk (cos k + i sin k ), имеет вид [41, 48, 201] Q k (x, y ) = k ln (x x k )2 + (y y k ) (x x ) + (y y ) *2 k *2 k +A, (10) где x * = k R2 R2 cos k, y * = sin k. Потенциал скорости фильтрации для батареи из n k rk rk скважин складывается из потенциалов течений к отдельным скважинам и имеет вид:

( x, y ) = Qk (x x k ) 2 + ( y y k ) 2 ln +A. ( x x * k ) 2 + ( y y* k ) 2 k =1 n (11) С помощью (11) составим систему (9) из n+1 уравнений для дебитов каждой скважины и постоянной A. Такая система будет выглядеть следующим образом:

n Q r k ln k + A = п R k =1 2 0 n Qk (xm xk )2 + (ym yk )2 Qm R rm + A = m ln ln. (xm x*k )2 + (ym y*k )2 2 R2 rm2 k =1 2 k m m = 1, n (12) Если решение системы (12) будет найдено, то получим значения дебитов отдельных скважин, а также суммарный дебит всей батареи. Для решения системы уравнений (12) предварительно приведём её к безразмерному виду. С этой целью введем в рассмотрение базисную величину для измерения дебитов - дебит Q 0 центральной круговой скважины с радиусом r0, который вычисляется по формуле Дюпюи Q 0 = 2k (PП P0 ). Потенциал скорости фильтрации (x, y ) свяR µ ln r зан с приведенным давлением P(x, y) формулой (x, y ) = kP(x, y ), поэтому µ R R П R П 1 PП 1 Pm 1 PП Pm = ln, m = ln, m = ln. Поr Q r r Q0 2 PП P0 2 PП P0 Q0 2 PП P0 0 0 0 стоянную А исключим из системы уравнений (12). Для этого вычтем первое уравнение из всех последующих. Если в получившейся системе затем каждое уравнение разделить на Q 0, то окончательно получим систему уравнений 1 2 X = 3,.. n b1 b2 b B= 3,.. bn AX=B с матрицами A = (a mk ), m = Qm, Q (13) где R P Pm ln, bm = П r PП P0 a mk R = ln rk (x m x k )2 + ( y m y k )2, ( x m x * k ) 2 + ( y m y* k ) a mm R r0 = ln 2 m 2, R r m m = 1, n, k = 1, n.

В полярных координатах коэффициент amk имеет вид R 2 (r 2 + r 2 2r r cos ( )) mk m k a mk = ln 4 m2 2 k. Последняя формула показывает, что amk = akm, 2 R + rmrk 2rmrk R cos (m k ) т.е. матрица A симметрична. Поэтому для решения СЛАУ AX = B можно применить метод квадратных корней3. 5.4.3 Вычислительные эксперименты по интерференции скважин, произвольно расположенных в изотропном однородном пласте круговой формы. С помощью системы уравнений (13) были проведены вычислительные эксперименты. В качестве общих исходных данных брались: — радиус R контура питания 10 км, — перепад давлений PПPC на контурах скважин и контуре питания был равен 10 техн. атм., — проницаемость пласта – один Дарси (k = 1D), — динамическая вязкость – один сантипуаз, т.е. µ= 1 спз, — радиус всех скважин r0 = rk = 10 см.

Самарский.А.А., Гулин А.В. Численные методы. М., Наука, 1989.

Первый эксперимент Взяты три круговые батареи по 4 скважины в каждой с радиусами 3, 5 и 7 км. Будем «вращать» вторую батарею относительно двух других и следить за изменениями суммарного дебита. Результаты вычислений представлены графически на рис.58, где по оси X отложен угол поворота 2-й батареи относительно двух других, по оси Y суммарный дебит Q. Q Эксперимент показал, что максимальное значение суммарного дебита достигается для «шахматного» расположения скважин в батареях (угол поворота 450), а минимальное – для размещения в параллельных батареях с тройками скважин на общих радиусах (угол поворота 00).

Второй эксперимент Взята батарея из 12 скважин неравномерно расположенных на окружности радиусом 1 км. Полярные углы k скважин этой батареи были заданы с помощью геометрической прогресси k = m k 1 1 со знаменателем, удовлетворяющем требованию 12 < 2. Изменение m в пределах от m = 1,3 до m = 1,6 при 1 = 10 влекло соответствующее изменение неравномерной плотности распределения скважин на окружности. Суммарный дебит такой батареи для соответствующих плотностей распределения скважин представлен на рис.59. Эксперимент показал, что максимальный суммарный дебит на закон равномерного распределения скважин в круговой батарее.

Третий эксперимент Q приходится Q Взята батарея из 36 скважин, расположенных на окружности радиуса 1 км. Скважины в батарее расположены равномерно. Однако центр этой батареи будем перемещать вдоль диаметра пласта с шагом 500 м от центра пласта к его границе. По оси X на рис.60 отложено расстояние от пласта до центра батареи, по оси Y суммарный дебит Q. Q Эксперимент показал, что суммарный дебит Q такой батареи ведет себя Q так же, как дебит одиночной круговой укрупненной скважины, т.е. монотонно возрастает при приближении к границе контура питания.

Четвертый эксперимент Представляет интерес закон изменения суммарного дебита на последовательности круговых батарей с равномерным расположением скважин на каждой из них. Пусть последовательность состоит из m батарей и i - текущий номер батареи в этой последовательности (i=1,2, …,m). Определим радиус r0 у i-ой батареи и удаление a центра этой батареи от центра пласта формулами: r0 = a= i (R b ), m mi (R b ), в которых b - зафиксированная постоянная, определяющая миниm мальное расстояние от границы области питания до кругового контура рассматриваемой батареи. С увеличением номера i от 1 до m радиус r0 увеличивается, а ее центр смещается к центру пласта. Таким образом, батарея с ростом номера i постепенно «раздувается» до окружности параллельной контуру питания. Результаты вычислений суммарного дебита на последовательности из m = 10 батарей, в каждой из которых было 36 равномерно расположенных скважин, представлены на рис.61, где по оси X отложен текущий номер i батареи, а по оси Y ее суммарный дебит Q Q.Эксперимент показал, что суммарный дебит такой батареи увелиQ0 Q чивается по мере ее «раздувания» и становится наибольшим, когда она располагается на окружности, параллельной контуру питания.

По результатам проведенных экспериментов можно сделать некоторые выводы по наилучшему способу расположения скважин в нефтеносных пластах.

Для формулировок этих выводов предварительно дадим вспомогательное определение. Пусть конечная односвязная область G ограничена выпуклым гладким контуром L. Контур L будем называть внутренне параллельным L, если он представ ляет собой геометрическое место концов перпендикуляров одинаковой длины, восстановленных к L во всех его точках и направленных во внутрь области G.

Первое. Для эксплуатации нефтеносной области G с границей L группой скважин их надо располагать на контуре L внутренне параллельном L. При этом на контуре L скважины надо располагать равномерно по всей длине L. В этом случае суммарный дебит такой батареи скважин будет максимальным (вывод основан на втором и четвертом экспериментах).

Второе. Если нефтеносная область G с границей L эксплуатируется не од ной, а несколькими батареями скважин, то батареи надо располагать на контурах L, L, …, внутренне параллельных с L. На каждом контуре L, L, … скважины размещаются равномерно вдоль длины и при переходе от L к L и т.д. нужно соблюдать «шахматный» порядок размещения скважин. Тогда суммарный дебит оказывается максимальным. (Вывод по первому эксперименту).

Третье. Для расчета суммарного дебита одной круговой батареи скважин можно не решать СЛАУ (13), а моделировать эту батарею как одну укрупненную скважину, эксплуатирующую область G. (Вывод по третьему эксперименту).

5.5. Расчёт дебитов и поля давления для группы скважин обладающих индивидуальными фильтрационными свойствами в призабойных зонах (многоскважинная система с учётом индивидуальных свойств ПЗС) В нефтепромысловой практике для повышения производительности добывающих скважин часто перед началом их эксплуатации призабойную зону скважины (ПЗС) подвергают специальной обработке. Чаще всего это или кислотная обработка ПЗС, или гидроразрыв пласта в ПЗС. В результате ПЗС получает фильтрационные свойства, отличающиеся от свойств всего остального пласта. Поэтому развитие теории расчёта дебитов многоскважинной системы, учитывающей возможные отличия эффективных коэффициентов проницаемости ПЗС от проницаемости пласта, имеет важное практическое значение. 5.5.1 Постановка задачи учёта особых фильтрационных свойствПЗС и общий метод её решения. Для исследования влияния различий в фильтрационных свойствах ПЗС и пласта на дебиты скважин в диссертации предлагается следующая модель:

1). Призабойную зону каждой скважины m с радиусом r0m (m = 1,2,…,n) и с центром в точке (xm,ym) моделируем как круговую с границей Cm :

2 (x x m )2 + (y y m )2 = rm (1) и с радиусом rm (рис.62). 2). Проницаемость в ПЗС m (ввиду незначительных размеров ПЗС по сравнению с размерами всего пласта) принимаем постоянной, равной km. Фильтрационное течение в ПЗС примем за одномерное радиальное. Вследствие последнего приведённое давление вдоль границы Cm каждой ПЗС будет постоянным, равным P*m. Тогда удельный дебит Qm такой скважины (с неизвестным давлением P*m на границе Cm и заданным приведённым давлением Pm на контуре скважины m) будет рассчитываться по формуле Дюпюи Qm = * 2k m (Pm Pm ). rm µ ln r 0m (2) 3). Радиусы rm всех ПЗС считаются достаточно малыми по сравнению с расстояниями между скважинами и с расстояниями от скважин до граничных точек контура питания, что позволяет для определения удельных притоков Qm жидкости к круговым границам Cm применить теорию расчёта многоскважинной системы, изложенную в предыдущем §5.4. Перейдём теперь к расчёту дебитов скважин с различными проницаемостями в ПЗС, считая, что допущения 1), 2) и 3) выполнены. В этом случае расчёт дебитов Qm снова сведётся к решению СЛАУ (4.9). Однако теперь в правых частях СЛАУ (4.9) будут стоять разности m П = * k 0 (PП Pm ), содержащие новые неизвестные µ P*m – приведённые давления на границах Cm (величина PП - приведённое давление на контуре питания известна). Таким образом, число неизвестных 1, 2, …, n пополнилось новыми P*1, P*2, …, P*n и удвоилось. Поэтому к СЛАУ (4.9) дописываем ещё n уравнений для m = Qm, которые дают выражения для m - П. Окончатель но, для решения задачи приходим к СЛАУ * n k (P Pm ) ' i i (x m, y m ) + m m (x m + x m, y m + y m ) = 0 П µ i =1. k (P* Pm ) ;

m = 1, 2,..., n m = m m r µ ln m r 0m (3) Знак “штрих” в сумме снова означает, что i m, а (xm + xm, ym + ym) – координаты некоторой точки границы Cm. 5.5.2. Пример. Влияние скачков проницаемости ПЗС на интерференцию скважин произвольно расположенных в изотропном однородном пласте круговой формы. Обобщение формулы Щелкачева В.Н. В качестве конкретного примера применения СЛАУ (3) исследуем работу группы скважин в круговом однородном изотропном пласте, когда в призабойной зоне каждой скважины проницаемость среды отличается от проницаемости остальной части пласта. Для удобства вначале перечислим все принятые в этом пункте обозначения: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. Радиус призабойной зоны k ой скважины Радиус k ой скважины Радиус контура питания кругового пласта Расстояние от центра пласта до скважины Проницаемость ПЗС в окрестности k ой скважины Проницаемость всей остальной части пласта Давление на контуре питания Давление на контуре k ой скважины Давление на контуре ПЗС k ой скважины Угол между вектором rk и осью Ox Общее количество скважин в пласте r0 k rk R rk kk k0 Pn Pk Pk k n 12. 13.

Удельный дебит k ой скважины Базисная величина для относительного сравнения дебитов (за Q0 принят дебит фиктивной центральной скважины с радиусом r0, вычисляемый по формуле Дюпюи);

Qk Q 14.

Динамическая вязкость жидкости µ Теперь запишем конкретный вид системы уравнений для расчета дебитов скважин, эксплуатирующих рассматриваемый круговой пласт. Пусть комплексная координата k-ой скважины z k = x k + iy k = rk e i. Потенциал k (x, y ) таk кой одиночной скважины записывается в виде (4.10). Так как количество жидкости, подтекающей к ПЗС k-ой скважины, равно её дебиту Qk, а течение внутри ПЗС принято за одномерное радиальное, то для определения неизвестных значений дебитов через заданные давления на контуре питания и на контурах скважин после подстановки потенциала (4.10) в СЛАУ (3), приходим к следующей системе уравнений:

n Q r k ln k + C = П 2 R k =1 n 2 2 Q k ln (x m x k ) + (y m y k ) Q m ln Rrom 2 k =1 2 (x m x *k )2 + (y m y*k )2 2 R 2 rm km 2k m (Pm Pm ) Qm = ;

m = 1, n rom µ ln r m + C = m (4) Последнее уравнение в системе (4) записано на основе формулы Дюпюи для дебита центральной скважины в круговой области, за какие и приняты все ПЗС. Поскольку потенциал (x, y ) с приведённым давлением P связан зависимостью (x, y ) = k0 P, то П и m в системе (4) будут выражаться через давления PП и Pm µ k0 k PП и = 0 Pm. Исключая в системе уравнений (4) произm µ µ по формулам П = вольную постоянную С и давления Pm на границах ПЗС, относительно интересующих нас значений Qk, представленных с помощью безразмерных отношений k = Qk, снова получим СЛАУ AX=B. Матрицы A, X, B имеют тот же вид, что и в Q системе (4.13). Разница лишь в диагональных элементах amm, которые теперь вычисляются по формулам a mm 0 R r0 m k 0 rm = ln 2 R r 2 + k ln r 0m m m, m = 1, n.

(5) Через Q0 в СЛАУ AX=B обозначен дебит фиктивной центральной скважины с радиусом r0 и давлением на ее стволе P0, который вычисляется по формуле Q0 = 2 k 0 (PП P0 ). R µ ln r В частном случае, когда n скважин расположены равномерно в круговой батарее с радиусом r1 и с центром, совпадающим с центром пласта, а радиусы всех скважин, их ПЗС, и давления PC на скважинах одинаковы, было получено следующее аналитическое решение рассматриваемой задачи:

Q= 2k 0 k1 (PП PC ) R µ k 0 ln 0 + k1 ln(B) r C (6) где R 2 n (r1 ). B= n 1 n R 0 R n (r1 ) 2n (7) Здесь Q — удельный дебит одной скважины в батарее, rC — радиус скважины, R0 — радиус ПЗС скважин, k1 — проницаемость ПЗС скважин. Суммарный дебит Q такой батареи определим после подсчета Q из (6) по формуле Q = nQ. в последнюю при k0=k1 или при r0 = rC. Выведенные формулы (6)-(8) примененялись в вычислительном эксперименте для исследования зависимости суммарного дебита центральной круговой батареи (8) Формула (6) обобщает формулу В.Н. Щелкачева для круговой батареи и переходит от отношения проницаемостей k1 ПЗС и остального пласта. В эксперименте радиk ус контура питания R = 10 км, радиус ПЗС R0 = 10 м., радиус скважин rC = 0,1 м. На рисунках 63-65 приведены графики зависимости суммарного относительного дебита батареи скважин от n и k1. k Вычислительный эксперимент показал, что повышение проницаемости ПЗС более чем в 20 раз неоправданно. В промысловой практике достаточно увеличивать проницаемость ПЗС в 5 раз, т.к. дальнейшее увеличение проницаемости уже не столь эффективно. Кроме того, результаты вычислительных экспериментов, представленные графически на рисунках 63-65, показали, что ухудшение проницаемости ПЗС сильнее сказывается на суммарном дебите батареи скважин, чем её увеличение. Поэтому при эксплуатации скважин необходимо предусматривать меры, предотвращающие понижение проницаемости ПЗС с течением времени.

5.6. Интерференция скважин с нелинейным режимом фильтрации в призабойных зонах Особые фильтрационные свойства пласта в ПЗС могут появляться и без специальных воздействий на околоскважинные области. Это связано с тем, что с увеличением дебитов скважин скорости течения в ПЗС могут вырасти настолько, что в околоскважинной области фильтрация будет подчиняться уже нелинейному закону Дарси [112] grad P = f ( v ) v, v (1) где P - приведённое давление, а f(v) – функция, определяемая экспериментально и характеризующая конкретный закон фильтрации. На практике чаще всего, кроме линейного закона, распространены квадратичный закон фильтрации и степенные законы, в частности закон А.А. Краснопольского [112]. Чем больше дебит, тем больше размеры ПЗС, внутри которой фильтрация будет подчиняться нелинейному закону Дарси. Понятно поэтому, что теория взаимодействия n скважин, в призабойных зонах которых может нарушаться линейный режим фильтрации, является актуальной для нефтепромысловой практики. Для исследования влияния призабойных зон с нелинейной фильтрацией (ПЗНФ) на дебиты скважин предлагается следующая модель: 1). ПЗНФ для каждой скважины m с радиусом r0m (m = 1,2,…,n) и с центром в точке (xm,ym) снова моделируем как круговую с границей (5.1) и с радиусом rm. Подчеркнём, что радиусы ПЗНФ теперь считаются заранее не известными и подлежащими определению. 2). Будем предполагать, что радиусы rm ПЗНФ малы по сравнению с расстояниями между скважинами и другими характерными размерами области течения. Поэтому течение жидкости в ПЗНФ будем рассматривать как одномерное радиальное. Вследствие последнего удельный дебит Q m = 2 m скважины m будем рассчитывать по формуле Дюпюи для нелинейного режима фильтрации, имеющей вид [112]:

rm * fm m dr= Pm Pm r r0m m, а остальные обозначения прежние.

, (2) где fm – функция fm(v), характеризующая конкретный вид закона Дарси в ПЗС 3). Фильтрация за пределами каждой ПЗНФ описывается уравнением (1.2), а удельные притоки Qm к границам Cm можно вычислить по методу §5.5. Если условия 1), 2) и 3) окажутся выполненными, то для расчёта удельных дебитов скважин, обладающих ПЗНФ, можно воспользоваться системой уравнений (5.3), в которой, однако, второе уравнение надо будет заменить на (2). Кроме того, сейчас появились как неизвестные радиусы rm границ ПЗНФ. Эти радиусы предлагается определять по значению критического числа Рейнольдса [112] на границе Cm:

Re кр = v k f (, C1, ), (3) где v – скорость фильтрации, k - проницаемость среды, = µ/ - коэффициент кинематической вязкости жидкости, f (, C1, ) - некоторая безразмерная функция, вид которой определяется опытным путём, и C1 – параметры шероховатости и извилистости поровых каналов среды, - коэффициент пористости среды. Поскольку на границе Сm скорость v = как следует из (3), будет иметь вид m km f ( m, C1m, m ) = Re кр. rm Qm = m, то уравнение для rm, 2rm rm (4) Таким образом, окончательно для расчёта дебитов скважин m, обладающих ПЗНФ, получаем следующую систему нелинейных алгебраических уравнений * n k0 (PП Pm ) ' i i (xm, ym ) + m m (xm + xm, ym + ym ) = µ i=1 rm * fm m dr = Pm Pm r0m r. m km f (, C, ) = Re m 1m m кр rm m = 1,2,..., n ;

i m (5) Система (5) из 3n уравнений замкнутая, так как число неизвестных 1, 2, ….,n, P*1, P*2, …,P*n, r1, r2, …, rn, соответствует числу уравнений. Решив систему (5), определим и удельные дебиты и поле давлений, т.е. получим полное решение задачи. Основные результаты 5-ой главы: 1) разработаны общие математические модели, описывающие работу в изотропном неоднородном пласте а) одиночной скважины, б) группы скважин, в) группы скважин со скачками проницаемостей в ПЗС, г) группы скважин с нелинейным режимом фильтрации в ПЗС;

2) предложен метод построения серии точных решений (в постановке для двухсвязных областей) задач фильтрации к круговой скважине с конечным радиусом;

3) предложены вариационные методы расчёта верхних и нижних оценок дебита одиночной скважины;

4) по предложенным математическим моделям выполнены вычислительные эксперименты и сделаны выводы.

ГЛАВА 6. ТЕОРИЯ РАСЧЕТОВ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ТЕЧЕНИЙ В МНОГОСЛОЙНЫХ И НЕОДНОРОДНЫХ СРЕДАХ В ПРЯМОУГОЛЬНОЙ ОБЛАСТИ В 6-й главе разрабатывается теория расчётов плоскопараллельных фильтрационных течений в многослойной области G в виде криволинейного четырехугольника, ограниченного дугами координатных линий ортогональной изотермической системы координат P, Q. Расчётная область заполнена многослойной неоднородной анизотропной средой (МС-средой), границы отдельных слоёв которой совпадают с линиями P = const (или Q = const). В изотермических P, Q и в декартовых (для прямоугольной области) координатах x, y расчёт поля в МС-среде осуществляется по алгоритмам, которые отличаются лишь непринципиальными деталями. Поэтому без ограничения общности рассматривается область G = {0 x l;

0 y h} в виде прямоугольника MBED (рис.66), заполненного средой с прямолинейной анизотропией. 6.1. Постановка задачи и принятые обозначения Пусть требуется рассчитать некоторое векторное поле r r r ( x, y) = x ( x, y) i + y ( x, y ) j в прямоугольной области G = {0 x l;

0 y h} границы у = 0 и у = h которой назовём прямыми MD и BE соответственно. Область G считается заполненной материальной средой с прямолинейным типом анизотропии и физические характеристики которой претерпевают конечные разрывы во внутренних точках 0 = х0 < х1 < х2 < х3 <... < хn-1 < xn = l области G. Такая ситуация типична, например, для кусочно-однородных сред в теории фильтрации. Главные направления анизотропии (ГНА) в каждой точке пусть совпадают с осями х и у декартовой системы координат, а собственные значения Г1(х) и Г2 (х) тензора проницаемости, описывающие физические свойства среды, на каждом из отрезков i = [xi-1, xi] равны Г 1 х = ~1i = i f i ( x );

i Г х i = ~2 i = i i f i ( x ), i = 1,..., n, где fi(x) - непрерывная положительная на указанном отрезке функция принимающая н его концах значения f i (xi 1 ) = 1, f i (xi ) = i, i, i, i — положительные постоянные (рис.66). Коэффициент = ~2i / ~1i,будем называть коэффициентом анизотропии i-го слоя [xi-1, xi], а i – коэффициентом неоднородности i-го слоя. Безразмерные уравнения, описывающие поле ( х, у) в рассматриваемой кусочно неоднородной среде с прямолинейной анизотропией, имеют вид х = Г1, х у = Г 2, у r (1) где (х, у) – некоторая скалярная функция, называемая потенциалом поля. Кроме уравнения (1), поле неразрывности, имеющему вид ) div = ( у) ) r ( х, у) должно удовлетворять уравнению (2) в котором (y ) - плотность источников, определяемая для каждого i-го слоя через заданные кусочно-непрерывные по у функции i (y) формулой ) ( у ) х[ х i 1,х i ] = i i ( у ), i = 1, n.

(3) После подстановки (1) в (2) для искомого потенциала поля = (х,у) получаем следующее уравнение эллиптического типа с кусочно-непрерывными коэффициентами 2 ) ) L[( х, у ), F( х )] F( х ) + F( х ) 2 = ( у ) у х х (4) В уравнении (4) через, F( х ) и (у) обозначены следующие кусочнонепрерывные функции, задаваемые на i-ом слое формулами ) |хi = i, F( х ) х = f i ( х );

( у) х = i ( у).

i i i ) Если значение потенциала (х, у) послойно перенумеровать, то одно уравнение (4) с кусочно-непрерывными коэффициентами будет эквивалентно следующей системе уравнений эллиптического типа L[i ( х, у) i, f i ( х )] = i ( у);

i = 1, n.

(5) Однако в данной работе на систему уравнений (5) мы смотрим не только как на развёрнутую запись одного уравнения (4). Кроме такой точки зрения на систему (5), в работе будут рассматриваться и две другие. Первая – если имеется готовый алгоритм решения системы уравнений (5) (пусть даже для некоторого ограниченного класса функций fi (x) ), то насколько точно решение уравнения (4) с непрерывной в G, но сложной для интегрирования функцией F(x) и постоянной, можно свести к решению системы (5), совокупность простых функций fi (x) которой будет в некотором смысле эквивалентна F(x). Вторая – насколько точно расчёт поля в кусочно-непрерывных средах с характеристиками i и fi(x), требующий решения системы уравнений (5), можно заменить на расчёт поля в сплошной непрерывной среде с эквивалентными в некотором смысле характеристиками и F(x), требующий решения только одного уравнения (4). Заметим, что в электротехнике при исследовании полей в многослойных средах второй из подходов часто, начиная с 1925 г., применялся Оллендорфом и предложенная им методика анизотропного эквивалентировая широко внедрилась в практику расчётов несмотря на то, что анализ погрешности метода и до настоящего времени изучен не достаточно. 6.2. Граничные условия 1-го типа (Дирихле по одной паре ) ) противоположных сторон прямоугольника и смешанные — по другой паре) Перечислим теперь граничные условия, совместно с которыми решается система уравнений (1.5). Во –первых, на сторонах ВЕ и MD задаются условия Дирихле:

i ( х,0) х i i = Ф1 ( х );

i ( х, h ) х = Ф 2 ( х );

i = 1, n.

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.