WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

rc2 rc b t f0 = ; rc = ; h = ; t* =, 4T h h T f0 - параметр Фурье; rc - радиус скважины, м; - пьезопроводность, м2/c; T - полное время наблюдения, с; h - толщина пласта, м; b – вскрытая толщина пласта, м; t – текущее время наблюдения, с.

В подразделе шесть обосновывается уравнение пьезпроводности для трещиновато-поровых сред, полученное на основе решений системы уравнений Г. И. Баренблатта, Ю. П. Желтова:

p1 k* 1 = 2 p1 + q ; (7) t µ p2 k* 2 = 2 p2 - q ; (8) t µ q = (p1 - p2 ), (9) µ * * где 1, 2 - упроугоемкость системы трещин и блоков соответственно, м2/кг;

p1, p2 - давления в системе трещин и блоков соответственно, Па; k1,k2 - коэффициенты проницаемости трещин и блоков соответственно, м2; q - дебит жидкости на единицу объема, м3/с; - коэффициент характеризующий интенсивность обмена жидкостью между трещинами и блоками.

Подстановкой вида p2 = ap1, (10) где a = f (k1, k2, m1, m2, pпл, pг ), (11) система уравнений (7) – (9) сводится к уравнению пьезопроводности вида p1 1 2 p1 p= +. (12) t 1+ a r r r С учетом принятых допущений получено общепринятое уравнение для анализа кривых восстановления пластового давления в виде:

qµ 2,251 mp(r,t) = + ln, (13) ln 4k1h r m1 + am где m1, m2 –пористость системы трещин, блоков соответственно.

В седьмом подразделе рассмотрен приток к горизонтальной скважине (рис. 4), и, на основе анализа геометрии притока жидкости к горизонтальному стволу, приведено обоснование радиуса дренирования горизонтальной скважины.

2khp q =, ( 14) Rк µ(Ln( ) + (3)0.5 Ln(b / a) + C) rc 0.5L где Rк = d = a/ - директриса, a = - большая ось эллипса, м; = ((1Kпес (b/a)2))0.5 – эксцентриситет; Kпес – коэффициент песчанистости, д. ед.; b = h – малая ось эллипса, м.

Выполнен сопоставительный анализ расчета дебита горизонтальной скважины с известной расчетной формулой Джоси на основании которого получен вывод: сопоставление фактических дебитов горизонтальных скважин, расчетных по формуле (14) и формуле Джоси показывает, что ошибка расчета дебита по формуле (14) меньше, чем ошибка по формуле Джоси.

A rпр D C B A A Кровля AD1 C1 BPk P h/k L rc b Y F2 F1 Rk O X h r c d Оa Y Z Z Pk Pk A Подошва A а б Рис. Схема притока флюида к горизонтальной скважине Рис. 4. Геометрия притока к горизонтальной скважине В подразделе восемь приведена математическая модель экспертной оценки динамики добычи нефти на основе минимального числа входных параметров (четырех), в числе которых приняты - извлекаемые запасы, коэффициент песчанистости (геологические) и динамика в аналитической связи вида:

n-Q - yi- N +i=yi = ln + k yi-1, (15) N +1- n n где Q – извлекаемые запасы, тыс. т; yi – прогнозный год разработки; N – число лет разработки; n – текущий год разработки равный n = i - 1; k – коэффициент песчанистости; д. ед.; yi-1 – уровень добычи, предшествующий текущему году разработки, тыс. т/год.

Результаты расчета прогнозной динамики добычи в зависимости от числа фактических точек представлены (рис.5).

Расчет прогнозной динамики добычи нефти проведен по фактическим данным 37 лет разработки промыслового участка. Методом исключения конечных фактических точек в последовательности: 10, 15, 20, 25, 30, проведена экспертная оценка динамики добычи в зависимости от числа оставшихся фактических данных.

0 5 10 15 20 25 30 Год разработки 0 27 22 17 12 7 Рис. 5. Динамика прогнозной добычи в зависимости от числа фактических точек наблюдения. Условные обозначения: 0 – число факт. точ. 37, прог. 0; 27 – число факт. точ. 27, прог. 10; 22 - число факт. точ. 22, прог. 15; 17 – число факт. точ. 17, прог. 20; 12 – число факт. точ. 12, прог. 25; 7 – число факт.

точ. 7, прог. 30; 2 – число факт. точ. 2, прог. 35. Сопоставительный анализ динамики прогноза добычи в зависимости от числа начальных фактических точек показал максимальную ошибку накопленной прогнозной добычи в пределах 15 - 20 %.

Q, тыс.

т / год Второй раздел содержит экспериментальные данные и результаты аналитических обработок.

В первом подразделе рассмотрен метод определения критических параметров газоконденсатных систем по экспериментальным данным PVTисследований (рис. 6).

Рис. 6. Экспериментальная кривая PVT пластовой нефти Семивидовского месторождения. Содержание СО2 – 10 %.

Критические параметры: критические давление Pк и температура Тк чистого вещества - рассчитывают весьма точно и просто. Значительно труднее рассчитать критические параметры бинарных смесей. На сегодня отсутствует методика расчета критических параметров многокомпонентных смесей, содержащих не только углеводороды, но и в значительных количествах неуглеводородных компонентов, например, кислых. Известен метод определения критических параметров - графоаналитический метод Г. С.

Степановой. Метод не позволяет вести определение критических параметров смесей содержащих кислые компоненты. С целью расширения возможности метода по определению критических параметров рассмотрено известное уравнение состояния Редлиха-Квонга в качестве аппроксимирующего выражения обработки экспериментальной кривой наблюдения p = f(V,T).

Искомые константы a и b уравнения Редлиха-Квонга определялись решением кубического уравнения:

b3 + Ab2 + Bb + C = 0, (16) V1V2 ( p1 - p2 ) + RT (V2 -V1) A = ;

p2V2 - p1VB = [V12 ( p1V1 - RT ) + V2 2V1( p2V2 - RT )]/( p2V2 - p1V1);

C = [V12V2 (RT - p1V1) + V2 2 ( p2V2 - RT )]/( p2V2 - p1V1).

где V - мольная плотность, µ / m3 ; р – давление, Па; Т – температура, К. Решение уравнения (16) получено методом Кардано.

Во втором подразделе приведены экспериментальные данные по растворимости сухого природного газа в нефти. Работы выполнялись с целью исследования поведения системы газ-жидкость и получения закономерностей процесса вытеснения нефти сухим углеводородным газом, в частности для построения фазовых диаграмм вытеснения. В качестве компонентов смеси использованы - газ газовой шапки Федоровского нефтяного месторождения и пластовая нефть Самотлорского месторождения.

кг/мГф, м3/т, Результаты измерений параметров V нефтяной и газовой фаз приведены на 0,210 рис. 7 и 8. Форма кривых отражает 0,6 сложный процесс, происходящий при 195 контакте сухого природного газа с 0,180 салымской пластовой нефтью. При изотермическом повышении давления 0,165 с 21,5 до 47,5 МПа возрастает с 0,p,МПа 20 30 40 до43 % доля массы нефти, Рис. 7. Влияние давления р на перешедшей в газовую фазу. Причем свойства жидкой фазы темп перехода вначале медленный, затем резко возрастает. Кривая 3 ст.к,кг/м К, см /м, ф изменения конденсатного фактора, m,% характеризующая растворимость 150 жидких углеводородов в сжатом газе, проходит через минимум, который обоснован и доказан экспериментально И. Р. Кричевским.

100 Экстремальному значению p, МПа 20 30 растворимости газа в жидкой фазе Рис 8. Влияние давления р на свойства соответствует давление минимума газовой фазы растворимости, характеризующие природу газа-растворителя. По результатам исследования установлено, что максимальное значение давления равно 25,МПа.

В подразделе три описан способ определения давления насыщения нефти газом.

Метод основан на стабильности Р заб параметра фазового перехода. В нашем случае – давление насыщения нефти газом. Давление насыщения определяют путем регистрацией t глубинным манометром падения давления на забое скважины после Рис. 9. Падение давления на забое пуска ее в работу.

скважины после пуска ее в работу.

О величине давления насыщения нефти газом судят по изменению кривизны кривой падения давления, рис. 9.

В подразделе четыре приведена методика расчета проницаемости при нестационарной фильтрации по схеме перетока. Приведена схема исследований. Приведен численный расчет проницаемости.

В разделе три рассмотрены способы предотвращения осложнений при разработке нефтяных месторождений. В первом подразделе описан метод изоляции водопроявлений обратным конусом пластовой нефти. Метод Нефть Нефть C осуществляется путем первоначальной D Q Конус нефти B F перфорации водонасыщенной части A Z пласта в сочетании с форсированным Рис. 10. Схема образования отбором жидкости из водонасыщенной нефтяного конуса части пласта. Критерием постановки нефтяного экрана служит стабилизация нефтесодержания в продукции. На рис. 10, показана схема постановки экрана методом обратного конуса пластовой нефти. Приведена расчетная формула, позволяющая судить о времени появления нефти в продукции в зависимости от приложенной депрессии на забое скважины.

Во втором подразделе приведен метод изоляции газопроявлений путем постановки гидратного экрана. Сущность метода основана на эффекте охлаждения призабойной зоны пласта при работе газовой. С этой целью перфорируют нижнюю часть газонасыщенной толщины. Скважину эксплуатируют как несовершенную по степени вскрытия. В результате забойная зона скважины охлаждается. Исследуют газ на точку росы. При несоответствии пластовых условий условиям гидратообразования в верхнюю часть пласта закачивают воду с ингибитором, способствующим образованию гидратов.

В третьем подразделе рассмотрена возможность регулирования фильтрационных потоков путем использования ферромагнитных коллоидных растворов. Описаны способ получения растворов и их физические свойства.

Рассмотрена возможность использования магнитных жидкостей с целью повышения эффективности разработки.

В четвертом разделе проведен анализ техногенного воздействия на коллектор и фильтрующийся флюид, взаимосвязь гидродинамических процессов с состоянием флюидов при фильтрации.

В первом подразделе рассмотрены техногенные явления, сопутствующие процессу разработки нефтяного месторождения, с точки зрения причинноследственных связей при гидродинамических воздействиях. Проведен анализ причин и описан механизм образования техногенных водонефтяных зон.

Во втором подразделе рассмотрено поведение многокомпонентной системы (пластовая нефть) при снижении давления в системе с учетом различия тепловой скорости компонентов, молекулярного веса в процессе фильтрации. Показан механизм дифференцированного движения компонентов, способствующий опережающему движению легких компонентов в фильтрационных потоках.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Получено численное решение функции профессора А. П. Телкова.

Результаты численного решения затабулированы, обобщены. Рекомендуется использовать численные значения функции фильтрационного сопротивления при исследованиях скважин на неустановившихся режимах.

2. Исследована геометрия притока к горизонтальной скважине, обоснован радиус дренирования, получена эмпирическая формула для дебита.

3. Получено уравнение пьезопроводности для определения емкостных характеристик трещиновато-пористого пласта.

4. Получена формула экспертной оценки динамики добычи нефти при ограниченной изученности месторождения.

5. Обобщение экспериментальных данных исследований растворимости углеводородных смесей позволяет расширить диапазон определения критических параметров, объяснить экстремум кривой растворимости сухого природного газа при высоких давлениях.

6. Исследования ферромагнитных коллоидных растворов позволяют рекомендовать их использование для целей регулирования фильтрационных потоков с помощью физических полей.

7. Обобщены: экспериментальные данные влияния фактора снижения (повышения) давления на свойства фильтрующихся флюидов предложен механизм объясняющий изменчивость физических свойств фильтрующейся системы явлением опережающего переноса легких компонентов углеводородов в фильтрационных потоках.

Рекомендовано использовать в практике:

- результаты численного решения функции профессора Телкова А. П. при обработке результатов исследования скважин на неустановившихся режимах с целью повышения точности определения параметров пласта;

- методику определения критических параметров газоконденсатных систем на основе экспериментальных данных PVT;

- методику определения деформации продуктивных пластов по изменению профиля наклонной скважины;

- способ определения давления насыщения нефти газом в пласте гидродинамическим методом.

Разработаны мероприятия по предотвращению отрицательных факторов снижения (повышения) давления на забое добывающей скважины:

- способ изоляции водопроявлений методом обратного конуса пластовой нефти;

- способ изоляции газопроявлений методом закупорки приствольного пространства газовой скважины газовыми гидратами.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Телков В.А., Каптелинин Н.Д., Леонов В.И., Смирнов В.М., Телков А.П. Аналитические решения для неустановившегося притока сжимаемой жидкости и газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте // Тез. докл. на XIII Научно-технической семинар по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений (г. Полтава, 15–17 сентября 1976 г.) / – М., 1976. – С. 23.

2. Леонов В. И., Телков В.А., Каптелинин Н.Д. Сведение задачи неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной скважине к решению уравнения пьезопроводности. Табулирование функций // Тез. докл. на XIII Научно-технической семинар по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений (г. Полтава, 15 – 17 сентября 1976 г.) / – М., 1976. – С. 23 - 24.

3. Леонов В.И., Мозговой Б.И., Новопашин В.Ф., Ярышев Г.М. Расчет на ЭВМ потерь нефти от испарения по известной газонасыщенности// Проблемы нефти и газа Тюмени. НТС, вып., № 33, – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. – С.

33 – 34.

4. Леонов В. И., Телков В. А., Каптелинин Н. Д.. Некоторые результаты расчета депрессии и функции фильтрационного сопротивления для неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной по степени вскрытия скважине//Проблемы нефти и газа в Тюмени. НТС, вып., – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. –С. 50 - 54.

5. Леонов В.И., Белышев В.С., Багров А.И., Фомичева Э.Я.

Аналитический метод определения критических параметров газоконденсатных систем по экспериментальным данным PVT//Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири/Сб. тр., вып., 15, – Тюмень: СибНИИНП, 1979. –С. 108 – 113.

6. Касов А.С., Леонов В.И., Третьякова Т.К. Методика расчёта проницаемости при нестационарной фильтрации газа по схеме перетока// Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири/ В сб. тр., вып., № 15, – Тюмень: СибНИИНП, 1979. –С. 61 –71.

Pages:     | 1 || 3 |



© 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.