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

231

Исследования

КВУ

Содер ж ан и е

11.1 Введение

11.2 Метод типовых кривых

11.3 Традиционный метод

11.4 Заключение

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

232

11.1 Введение

• Метод мгновенного пуска скважины применяется для исследования

малодебитных и нефонтанирующих скважин, путем создания скачка

давления на пласт. Мгновенный скачок давления на забое можно создать

следующими способами:

1. При открытии клапана испытателя пластов, когда давление столба

жидкости в частично заполненной колонне бурильных труб (или НКТ)

мгновенно передается на пласт. При создании депрессии на пласт

пластовый флюид поступает в бурильные трубы, заполняя их, и с

ростом столба жидкости в колонне труб тем самым, увеличивая

давление на пласт. Таким образом, фиксируется изменение давления

на забое скважины.

2. То же самое происходит при снижении давления в скважине

компрессированием, когда после снижения уровня жидкости в ней при

нагнетании воздуха в затрубное пространство осуществляется резкий

выпуск воздуха на поверхности. Заполнение скважины поступающим

из пласта пластовым флюидом сопровождается снижением депрессии

на пласт. Давление на забое фиксирует кривую роста давления.

3. При добычи нефти с помощью ЭЦН восстановление давления в

скважине определяется путем прослеживания роста уровня жидкости в

затрубном пространстве. Но в этом случае необходимо учитывать

историю работы скважины, что усложняет интерпретацию данных.

• Такие исследования называют методами КВУ.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

233

11.1 Введение

Время, t

Давление

Дебит

Перераспределение давления после создания

мгновенной депрессии

11.1 Введение

• Метод КВУ основан на мгновенном создании депрессии на пласт на

величину ∆р

. При этом с течением времени депрессия падает от ∆р

до

нуля.

• При проведении таких исследований над клапаном, который открывается в

момент времени t = 0, помещают столб жидкости –«водяную подушку».

До того как клапан открылся, забойный манометр регистрирует начальное

пластовое давление p

. В момент открытия клапана забойное давление

определяется давлением гидростатического столба жидкости водяной

подушки р

, т.е. создается мгновенная депрессия равная разности

пластового давления p

и гидростатического давления p

. Флюид начинает

течь в скважину, вытесняя водяную подушку вверх (повышение уровня).

• По мере повышения уровня столба жидкости в скважине увеличивается

противодавление на пласт, связанное с гидростатическим давлением и

небольшими фрикционными эффектами. Таким образом величина

депрессии постепенно снижается. Дебит скважины снижается со временем

по мере увеличения уровня.

• где коэффициент ВСС, м

/атм

– площадь поперечного сечения НКТ, м

ρ – плотность пластового флюида, кг/м

Ssf

24=

101325

C =

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

234

11.2 Метод типовых кривых

Dslu

′

()

DslugD

PPd

=ττ

• В основе анализа данных исследования по КВУ лежит зависимость между

давлениями, замеренными при КВУ, и давлениями, которые были бы

замерены, если бы на исследуемой скважине проводилось исследование по

КПД

• В безразмерном виде эта зависимость выглядит следующим образом:

• Здесь

- безразмерные величины, которые были описаны в 4-ой главе и которые

используются для исследования скважины по КПД.

•-безразмерное давление для исследования скважины по КВУ

• Для производной давления справедлива зависимость:

11.2 Метод типовых кривых

(

)

()

iwf

kh P P

18.41 qB

⋅−

⋅µ

0.00036 k

⋅

φµ

0.159 C

⋅

()

iwf

slug D

−

()

DslugD

=ττ

∫

DslugD

′

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

235

11.2 Метод типовых кривых

()

si 0

0.00226 kh

PIP

CP P

=⋅∆

−µ

()

si 0

0.00226 kh

PtP

CP P

′

⋅⋅∆

−µ

() ()

IP P

∆=∆ττ

∫

• Зная эти зависимости для анализа данных по КВУ можно применять

типовые кривые Bourdet из 5-ой главы

• Для этого необходимо правые части уравнений представить в размерном

виде:

• Здесь

• Коэффициент ВСС в исследованиях скважин по КВУ равен:

• Во всех формулах используются следующие единицы измерения:

k–проницаемость [миллидарси]; h – мощность [м]; q – дебит, [м

/сут]; B –

объемный коэффициент; µ – вязкость [спз]; t – время, [часы]; P

, P

–

давление, [атм]; φ – пористость; c

– общая сжимаемость [1/атм]; r

– радиус

скважины [м]; C

– коэффициент влияния объема ствола скважины, [м

/атм];

– объем ствола скважины, приходящийся на единицу длины [м

]; ρ -

плотность флюида, находящегося в стволе скважины [кг/м

]

11.2 Метод типовых кривых

()

si 0

0.00226 kh

PtP

CP P

′

⋅⋅∆

−µ

C 10328.7 cV==

() ()

IP P d∆=∆ττ

∫

()

si 0

0.00226 kh

PIP

CP P

=⋅∆

−µ

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

236

11.2 Метод типовых кривых

()

si 0

0.00226 kh

log P log I P log

CP P





=∆+





−µ



()

si 0

0.00226 kh

log P log t P log

CP P



′

=⋅∆+



−



0.00226 kh

log log t log







• Поскольку типовые кривые представляются в билогарифмическом

масштабе, то можно переписать соотношения в следующем виде:

• Таким образом, билогарифмический график I(∆P)(t) и типовая кривая

имеют одну и ту же форму, а t∆P по форме совпадает с безразмерной

производной, но графики относительно друг друга сдвинуты по осям на

постоянные значения. Зная величины этих сдвигов можно оценить

параметры пласта

11.2 Метод типовых кривых

()

si 0

0.00226 kh

log P log I P log

CP P



=∆+



−µ



()

si 0

0.00226 kh

log P log t P log

CP P



′

=⋅∆+



−µ



0.00226 kh

log log t log











Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

237

11.2 Метод типовых кривых

0.01 0.1 1 10 100

I(∆P)

t∆P

100

• Процедура анализа аналогична описанной в 4-ой и 5-ой главах:

• Нанести данные по давлению на график в виде I(∆P)(t) и t∆P в

билогарифмическом масштабе. Обязательно масштаб осей должен

совпадать с масштабом осей типовых кривых!

11.2 Метод типовых кривых

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

238

11.2 Метод типовых кривых

0.1

100

11010010

’

0.5

100

0.01 0.1 1 10 100

I(∆P)

t∆P

• Совместить данные с наиболее подходящей типовой кривой:

~ Совмещение по оси давления: точки производной, лежащие на

горизонтальной линии совмещаются с горизонтальным участком

типовых кривых.

~ Совмещение по оси времени: точки производной, лежащие на

линии наклона 1, соответствующей ВСС, совмещаются с линией

наклона 1 типовой кривой

Часто длительность исследования мала, и радиальный режим течения,

которому соответствует горизонтальный участок производной, не

достигается. В таком случае процесс совмещения усложняется и может

иметь неоднозначный результат

• Выбор определенной пары кривых соответствует фиксированному

значению параметра C

exp(2S)

• Выбрать любую точку М на графике (необязательно на кривой) иснятьее

координаты с обоих графиков: ([t]

, [I(∆P)]

) и ([t

]

, [P

]

)

11.2 Метод типовых кривых

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

239

[

]

[]

kh 441.67 C

=⋅⋅µ⋅

()

si 0

kh 441.67 C P P

=⋅−µ

∆





()

hcr

Sln Cexp2S

20.159C















11.2 Метод типовых кривых

• Совмещение по оси давления позволяет определить произведение

проницаемости на мощность, kh:

• Совмещение по оси времени позволяет также получить (проверить) оценку

проницаемости:

• Выбранный параметр C

exp(2S) позволяет определить скин-фактор:

[

]

[]

kh 441.67 C

=⋅⋅µ⋅

()

[

]

()

si 0

kh 441.67 C P P

=⋅−µ

∆









()

hcr

Sln Cexp2S

20.159C



















11.2 Метод типовых кривых

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

240

11.2 Метод типовых кривых

() ()

IP P d∆=∆ττ

() ( )

обозн.

1iii1

IP y Ptt

−

∆=≈∆ −

()

∆≈

Вычисление интеграла I(∆P)

Метод прямоугольников

Метод трапеций

() ( )

обозн.

2i1ii1

IP y P tt

−−

∆= ≈∆ −

11.2 Метод типовых кривых

8.6828.8638.50113.5080.5000

7.4977.6197.37614.9370.4167

6.1076.0846.13018.4070.3333

4.6734.7494.59716.0250.2500

2.9952.7283.26224.2590.1667

1.3631.4881.23914.8690.0833

0.0000.0000.00017.8630.0000

трапеции

прямоуг.,

дельта P,

атм

время,

час

• Функция I(∆P) представляет собой интеграл. Поскольку данные по давлению

представляют собой дискретные значения, для нахождения данной величины

необходимо применять формулы вычислительной математики

• Существует два основных метода численного интегрирования:

– Метод прямоугольников

(существует две формулы: одна для

приближения «сверху», вторая для приближения «снизу»:

– Метод трапеций

Метод трапеций имеет порядок

точности выше, чем порядок

точности метода прямоугольников

() ( )

обозн.

1iii1

IP y Ptt

−

∆=≈∆ −

∑

()

∆≈

() ( )

обозн.

2i1ii1

IP y P tt

−−

∆= ≈∆ −

∑