Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин. 2003 год

Подождите немного. Документ загружается.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

201

9.3 Нагнетательная скважина

Определение параметров

()

wiw

SSh

−

φπ

wws

195.21

• Радиус заводненной зоны

определяется через объем

закаченного подвижного

порового объема

• Коэффициент наклона

линии радиального

перераспределения

давления определяет

свойства пласта в

заводненной части

• Коэффициент наклона

второй прямой линии

определяет параметры не

заводненной зоны

• Композиционный скин-

фактор учитывает

дополнительные потери

давления за счет фазовых

проявлений













+−

−

= 09232.3log1513.1

wtww

whri

φµ

oos

195.21













+−

−

= 09232.3log1513.1

wto

ohri

φµ

ln1













−+=

9.3 Нагнетательная скважина

Определение параметров

• Радиус заводненной зоны определяется через объем закаченного

подвижного порового объема с учетом текущей и начальной

водонасыщенности в заводненной части пласта. На

полулогарифмическом графике должны отображаться две прямые

линии, которые характеризуют свойства в заводненной и нетронутой

нагнетанием воды зон, соответственно.

• Композиционный скин-фактор на нагнетательной скважине учитывает

дополнительные потери давления за счет фазовых проявлений. Мы

нагнетаем в пласт воду, которая имеет меньшую подвижность в

нефтяном пласте, чем нефть. Значение скин-фактора, который отвечает

за фазовые проявления, увеличивается с увеличением заводненной зоны

и уменьшением коэффициента отношения подвижностей воды и нефти.

• Если композиционный скин-фактор и скин-фактор на нагнетательной

скважине известны, то величина заводненной зоны может быть

рассчитана.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

202

9.3 Нагнетательная скважина

Типовая кривая для КПД (Abbaszadeh и Kamal, 1989)

9.3 Нагнетательная скважина

Типовая кривая для КПД (Abbaszadeh и Kamal, 1989)

• На рис. представлено сопоставление расчетных теоретических данных с

результатами КПД на нагнетательной скважине через 2 месяца после ее

запуска (продолжительность исследования 24 часа)

• Несмотря на то, что эффект влияния ствола скважины скрывает период

реагирования давления в заводненной части и часть переходной зоны,

достаточная продолжительность исследования позволяет определить

проницаемость воды при остаточной нефтенасыщенности и расстояние

до фронта вытеснения

• Исследование, которое выполнено на данной скважине через 4 месяца,

показало продвижение фронта еще на 300 ft

• Таким образом, КПД на нагнетательной скважине позволяет инженеру

осуществлять мониторинг процесса заводнения нефтяного пласта,

определить проницаемость и скин-фактор

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

203

Газовые

скважины

Содер ж ан и е

10.1 Отклонения от закона Дарси

10.2 Интерпретация данных ГДИС газовых скважин

10.3 ГДИС газовых скважин методом противодавления

10.4 Изохронный метод исследования газовых скважин

10.5 Модифицированный изохронный метод исследования

газовых скважин

10.6 Определение максимального теоретического дебита:

эмпирический метод

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

204

10 Газовые скважины

Давление

СжимаемостьВязк ость

газ

нефть

Физические

свойства

нефти и газа

10 Газовые скважины

• Особенности ГДИ газовых скважин по сравнению с нефтяными

обусловлены различиями в физических свойствах газа и нефти и

неодинаковыми условиями эксплуатации:

– плотность, вязкость и сжимаемость газа зависят от p, t и состава газа;

– дебиты газовых скважин значительно выше объемных дебитов нефтяных

скважин;

– скорости фильтрации газа в пласте и стволе скважины выше

соответствующих скоростей нефти;

– устьевые давления в газовых скважинах достаточно высоки (меньше

отличаются от забойных);

– резкое изменение t и p в процессе ГДИС газовых скважин, возможность

гидратообразования и разрушения пласта в призабойной зоне, опасные и

вредные свойства газа предъявляют повышенные требования к ГДИС,

технике, глубинным приборам и оборудованию, технологии проведения

ГДИС.

• ГДИС газовых скважин проводятся в более строгих, более жестких и

сложных, лимитированных условиях.

• Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима

фильтрации не может быть прямо применено для изучения процесса

неустановившейся фильтрации реального газа в пористой среде, т.к.

плотность и вязкость реального газа существенно зависят от давления. Это

обстоятельство не удовлетворяет тем условиям и допущениям, при которых

выведено уравнение пьезопроводности.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

205

10 Газовые скважины

Давление (атм)

136 204

µZ= const

µZ

=const

Температура постоянна

µZ

−

()

−=

(

)

10 Газовые скважины

• Неустановившаяся изотермическая (Т=const) фильтрация неидеального газа

по закону Дарси описывается нелинейным дифференциальным уравнением.

Аналитические методы решения прямых и обратных задач нелинейного

уравнения неустановившейся фильтрации газа очень громоздки. Поэтому в

теории ГДИС газовых скважин широко используется приближенный метод

линеаризации уравнений с помощью функций псевдодавления ψ и

псевдовремени t

– произвольная константа, должна быть ниже минимального давления,

измеренного во время испытания.

• При давлении меньше 136 атм, µZ ≈ const и выражение ψ упрощается до

значения:

• При давлении больше 204 атм, величина µZ пропорциональна давлению и

получаем выражение для ψ:

• При давлении в пределах от 136 до 204 атм, необходимо использовать

функцию псевдодавления без каких-либо упрощений.

()()

pZp

∫

()()

pcp

∫

−

()

−=

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

206

Упраж нение 1 – Вычисление псевдодавления

()()

pZp

0.89530.01636136.1

0.89860.01589122.5

0.90380.01542108.9

0.91070.0149695.26

0.91940.0145181.66

0.92960.0140568.05

0.94140.0136254.44

0.95440.0131940.83

0.96860.0127727.22

0.98390.0123513.61

0.99870.011981

Фактор

сжимаемости z

Вязк ость

µ, спз

Давление

p, атм

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

207

10.1 Отк лонения от закона Дарси

−

−+=

′

qqDSS

DqSS

•S’ –псевдоскин-фак тор

•S

– истинный скин-фак тор

•D–к оэффициент, характеризующий отклонение от

закона Дарси

•q–объемный дебит, м

/сут

•qD–дополнительный компонент скин-фак тора,

возникающий из-за турбулентного течения

-q

n-1

S’

’

i= 1

i= 2

i= 3

i= 4

наклон D

10.1 Отк лонения от закона Дарси

• Высокие дебиты, которые характерны для газовых скважин, являются

причиной больших скоростей течения в околоскважинной зоне. При таких

скоростях закон Дарси не применим. Отклонение от ламинарного течения

вызывает дополнительный перепад давления вблизи скважины, который

прямопропорционален объемному дебиту. Так как дополнительный

перепад давлений происходит в непосредственной близости от скважины,

его учитывают как дополнительный скин-фактор qD.

• Скин-фактор для газовой скважины, работающей с постоянным дебитом:

S’ = S

+ qD

• Скин-фактор для скважины, работающей с переменным дебитом:

S’ = S

+ (q

-q

n-1

• Что бы определить коэффициент D и истинный скин-фактор S

необходимо замерить псевдо-скин-фактор S

’ при нескольких различных

дебитах. Отметив полученные значения S

’ на графике в координатах S’ и q

(или q

–q

n-1

) можно определить:

–D–наклон прямой, проведенной через эти точки;

–S

– отрезок, отсекаемый этой прямой на вертикальной оси.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

208

10.2 Интерпретация данных ГДИС газовых

скважин

Газ

1 атм

289°K

Нефть

Нак лон прямой в

полулогарифмических

координатах

Безразмерное давление

wfiD

p −

41.18

205.9

()

q.T.

152736127 +

−⋅

()

.Tq

15273

863

()

wfi

q.TZ.

ppkh

152736127

−⋅

()

.TZq

15273

863

()

wfi

q.TZ.

pppkh

15273863 +

−

⋅⋅

()

pkh

.TZq

⋅

15273

931

10.2 Интерпретация данных ГДИС газовых

скважин

• В предыдущих главах были представлены несколько методов

интерпретации данных ГДИС нефтяных скважин. Все представленные

методы можно также применять и для газовых скважин, если давление

заменить на псевдодавление.

• В таблице представлены уравнения для перехода от безразмерного

давления к псевдодавлению и выражения для определения наклона

прямой в полулогарифмических координатах.

• Для замера дебитов газа на поверхности используются следующие

стандартные условия:

– T = 15°С

–p = 1 атм

• При использовании псевдодавления, безразмерные выражения

определяются по отношению к свойствам газа в стандартных условиях.

Когда используется приближенный подход (p или p

), свойства газа

определяются как арифметическое среднее и обозначаются символом ¯.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

209

Пример – Анализ данных пластоиспытания

150

200

250

300

350

400

450

500

5 101520253035404550

100

150

200

250

300

350

400

Время, час

Давление, атм

Дебит, м

/сут

◊ Давление

— Дебит

Результаты исследования газовой скважины

Пример – Анализ данных пластоиспытания

• Данный пример относится к анализу данных пластоиспытания газовых

скважин с начальным периодом притока-остановки, четырех

последовательных периодов работы скважины с увеличивающимся

дебитом (определение псевдоскин-фактора) и заключительной остановки

скважины на продолжительный период восстановления давления.

• Анализ данных выполняется в несколько этапов:

– анализ данных первого периода восстановления давления для оценки

первоначального пластового давления;

– анализ данных заключительного периода восстановления давления для

определения параметров пласта;

– анализ данных четырех последовательных периодов падения давления

для определения истинного скин-фактора;

– проверка и уточнение полученных результатов в соответствии с

историей работы скважины;

– построение индикаторных кривых по данным работы скважины на

неустановившихся режимах фильтрации;

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

210

Пример – Анализ данных пластоиспытания

log t

log ∆ψ

Диагностический график данных первого периода

восстановления давления

▪ Псевдодавление

º Производная

псевдодавления

Пример – Анализ данных пластоиспытания

• Основной целью анализа данных первого периода восстановления

давления является оценка начального пластового давления. Также можно

оценить и параметры пласта, при условии, если полученные данные

достаточно представительны.

• Первый шаг – это построение диагностического (билогарифмического)

графика:

– прямолинейный участок с единичным наклоном определяет период

влияния ствола скважины, характеризующийся коэффициентом C

0.075 м

/сут;

– очень короткий период радиального притока соответствует

стабилизации производной псевдодавления