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
221
10.3 ГДИС газовых скважин методом
противодавления
q
wfi
ψ−ψ
q
a
наклон b
2
qbqa
wfi
⋅+⋅=−
ψψ
()
+
⋅
+⋅
= S
rC
A
ln
kh
.T.
a
w
A
2
415273863
2
γ
()
D
kh
.T.
b
152736127 +⋅
=
А – площадь зоны дренирования, м
2
С
А
– фак тор формы, безразмерный
γ = 1.781 - постоянная Эй лера
Псевдоустановившийся
режим притока
10.3 ГДИС газовых скважин методом
противодавления
• Анализ данных исследования газовых скважин заключается в следующем:
– построение индикаторных кривых
Зависимость величины (ψ – ψ
wf
)/q от дебита скважины при
псевдоустановившемся режиме течения линейна и определяется по
коэффициенту наклона b и по пересечению прямой с вертикальной
осью a.
Полученная прямая используется для определения величины забойного
давления, когда скважина пущена в работу с определенным дебитом.
– определение максимального теоретического дебита (AOFP)
AOFP – теоретический дебит, который можно получить при снижении
забойного давления до атмосферного.
ψ
атм
– псевдодавление, соответствующее атмосферному давлению
• Интерпретация данных ГДИС газовых скважин методом противодавления
предполагает, что каждый период добычи заканчивался при достижении
псевдоустановившегося режима притока. Разница между начальным
псевдодавлением ψ
i
и псевдодавлением в конце каждого периода добычи
определяется уравнением ψ
i
– ψ
wf
= aq + bq
2
(необходимое допущение –
добытые объемы газа незначительно меняют среднее пластовое давление).
(
)
b
baa
AOFP
атм
2
4
2
ψ−ψ++−
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
222
10.4 Изохронный метод исследования
газовых скважин
q
q
1
q
2
q
3
q
4
продолжительный
период добычи
t
t
p
p
wf1
p
wf2
p
wf3
p
wf4
p
wf5
10.4 Изохронный метод исследования
газовых скважин
• Подобные исследования проводятся в низкопроницаемых коллекторах, где
необходимое время для достижения псевдоустановившегося режима
притока чрезмерно велико.
• В стандартный тест входит запуск скважины на нескольких различных
дебитах с периодами остановки между ними. Длительность периодов
работы скважины остается постоянной, а время остановок скважины –
достаточно продолжительным для восстановления забойного давления до
уровня среднепластового. Исследование заканчивается продолжительным
периодом добычи на одном дебите (достаточным для достижения границ
зоны дренирования).
• Длительность периодов добычи t
p
обычно определяется следующим
образом:
t
p
= 4 max (t
ws
, t
30
)
где t
ws
– время, необходимое для окончания эффекта ВСС
t
30
– время, необходимое для того, чтобы перераспределение давления
распространилось на 30 м от скважины в пласт.
kh
c
t
t
φµ
207405
30
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
223
10.4 Изохронный метод исследования
газовых скважин
q
wfi
ψ
ψ
−
q
a
наклон b
()
+−
+⋅
= S.
rc
kt
ln
kh
.T.
a
w
t
t
2127
15273863
2
φµ
()
D
kh
T
b
15.2736.127 +⋅
=
стабилизировавшийся
дебит
a
t
Неустановившийся
режим притока
2
qbqa
twfi
⋅+⋅=−
ψψ
10.4 Изохронный метод исследования
газовых скважин
• Периоды работы при изохронном методе исследования скважин проводятся
на неустановившемся режиме притока. Разница между начальным
псевдодавлением ψ
i
и псевдодавлением в конце каждого периода добычи
определяется уравнением ψ
i
– ψ
wf
= a
t
q+ bq
2
•a
t
– функция времени и зависит от длительности периода добычи. Т.к.
периоды работы скважины одинаковы, то зависимость (ψ – ψ
wf
)/q от дебита
скважины (на неустановившемся режиме притока) является прямой линией с
наклоном b и пересечением вертикальной оси в точке a
t
.
• Продолжительный период добычи на стабилизированном дебите
соответствует псевдоустановившемуся режиму, а соответствующая точка в
координатах (ψ – ψ
wf
)/q и q попадает на прямую линию с наклоном b и
пересечением вертикальной оси в точке a.
• Для построения индикаторной кривой необходимо выполнить следующие
действия:
– построить точки (ψ – ψ
wf
)/q, соответствующие различным дебитам q на
неустановившихся режимах фильтрации;
– провести прямую, проходящую через полученные точки, и определить b
и a
t
;
– провести прямую, параллельную прямой, полученной на предыдущем
этапе, и, проходящую через точку, соответствующую продолжительному
периоду добычи. Полученная прямая пересечет вертикальную ось в
точке a
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
224
10.5 Модифицированный изохронный метод
исследования газовых скважин
q
q
1
q
2
q
3
q
4
продолжительный
период добычи
t
t
p
p
wf1
p
wf2
p
wf3
p
wf4
p
wf5
p
ws1
p
ws2
p
ws3
10.5 Модифицированный изохронный метод
исследования газовых скважин
• Вколлекторах с очень низкой проницаемостью, при проведении
изохронных исследований длительность остановки скважины,
необходимой для достижения установившегося давления, становится
слишком большой. В подобных случаях проводится модифицированный
изохронный тест.
• Модифицированный изохронный тест отличается тем, что длительность
периодов остановки скважины равна длительности периодов добычи. То
есть, забойное давление не восстанавливается до начального уровня к
концу периода остановки скважины.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
225
10.5 Модифицированный изохронный метод
исследования газовых скважин
q
wfws
ψ
ψ
−
q
a
наклон b
стабилизировавшийся
дебит
a
t
10.5 Модифицированный изохронный метод
исследования газовых скважин
• Методология интерпретация данных модифицированного изохронного
метода аналогична методике анализа изохронного теста.
• Но в данном случае необходимо вместо начального псевдодавления ψ
i
использовать псевдодавление ψ
ws
, соответствующее окончанию периода
остановки скважины.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
226
10.6 Определение максимального
теоретического дебита: эмпирический метод
n
pCq
2
∆=
110
100
10
100
1
AOFP
q
∆p
2
(p
i
2
–p
атм
2
)
Cpnq logloglog
2
+∆=
наклон 1/ n
Clog
n
1
−
10.6 Определение максимального
теоретического дебита: эмпирический метод
• В 1936 году после тщательного изучения большого числа газовых скважин
Rawlins и Schellhardt определили следующую взаимосвязь между забойным
давлением и дебитом:q = C(∆p
2
)
n
,
∆p
2
= p
i
2
–p
wf
2
• С – постоянная, характеризующая размеры зоны дренирования скважины.
•n–постоянная, определяющая отклонение от закона Дарси, изменяется от
0.5 до 1. При n= 1 течение ламинарное, полностью соответствующее закону
Дарси.
• По своему назначению постоянные C и n, аналогичны величинам a и b.
D.N.Cornelson установил взаимосвязь между этими парами коэффициентов:
• Интерпретация:
– анализ полученного уравнения показывает, что log q имеет линейную
зависимость от log ∆p
2
:
log q = n log ∆p
2
+log C
Т.е. в координатах log ∆p
2
от log q получим прямую линию с наклоном
1/n.
−
=
−
n
q
C
a
n
n
1
2
1
1
1
1
−
=
−
1
11
2
1
1
n
q
C
b
n
n
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
227
10.6 Определение максимального
теоретического дебита: эмпирический метод
110
100
10
100
1
AOFP
q
∆p
2
(p
i
2
–p
атм
2
)
наклон 1/ n
Clog
n
1
−
Метод противодавления
10.6 Определение максимального
теоретического дебита: эмпирический метод
• Анализ данных после испытания газовых скважин методом
противодавления показывает, что зависимость log ∆p
2
от log q
представляет собой прямую линию с наклоном 1/n:
∆p
2
= p
i
2
–p
wf
2
p
wf
2
замеряется в конце каждого периода падения давления.
• AOFP определяется для ∆p
2
= p
i
2
–p
атм
2
, где p
атм
– атмосферное давление.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
228
10.6 Определение максимального
теоретического дебита: эмпирический метод
110
100
10
100
1
AOFP
q
∆p
2
(p
i
2
–p
атм
2
)
наклон 1/ n
Clog
n
1
−
Изохронный метод
Модифицированный изохронный метод
10.6 Определение максимального
теоретического дебита: эмпирический метод
• Анализ данных изохронного метода включает в себя следующие шаги:
– построение точек для неустановившихся режимов притока в координатах
log ∆p
2
и log q. Полученные точки ложатся на прямую линию с наклоном
1/n
– построение точки, соответствующей продолжительному периоду
добычи, через эту точку проводим прямую линию с наклоном 1/n
(прямая производительности скважины)
– определяем соответствующий AOFP по разности давлений
∆p
2
= p
i
2
–p
атм
2
• Модифицированный изохронный тест интерпретируется аналогичным
образом, за исключением того, что вместо величины начального давления p
i
используется давление в начальный момент соответствующего периода
добычи p
wsi
• Очень важное замечание: Следует помнить, что изложенный метод
является эмпирическим. Данный метод обеспечивает хорошую оценку
максимального теоретического дебита (AOFP) вслучае, если он не намного
превышает максимальный дебит во время испытания. Эмпирический метод
более прост в применении, но для получения точных результатов все же
следует использовать псевдодавления.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
229
Контрольные вопросы к Главе 10
1. Перечислите основные особенности проведения гидродинамических
исследований газовых скважин по сравнению с нефтяными.
2. Назовите причины возникновения дополнительного скин-фактора.
3. Назовите основной недостаток проведения исследований газовых скважин
методом противодавления.
4. Назовите отличия между изохронным методом исследования газовых
скважин и модифицированным изохронным.
Контрольные вопросы к Главе 10
5. Максимальный теоретический дебит – это теоретический дебит, который
можно получить при снижении забойного давления до:
a. среднего пластового давления;
b. атмосферного давления;
c. давления насыщения;
6. В каких координатах строиться график зависимости ∆p
2
от q для
определения эмпирического максимального теоретического дебита:
a. декартовых;
b. полулогарифмических;
c. билогарифмических;
d. нет правильного ответа.