WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

вертикальная, м2 1,85·10-горизонтальная, м2 2,56·10-Скин-фактор -2,kh, м3 91,2·10-kL, м3 156,1·10-Пластовое давление, МПа 16,Выявлено, что неустановившиеся процессы перераспределения давления в ГГС могут быть представлены как комбинация фильтрационных простейших режимов (влияние притока в скважину, РП, ЛП, БЛП и т.д.), где показаны признаки Время, ч 1-КПД 2-КВД Рис.2. Кривая изменения давления горизонтальной газовой скважины 3тг Оренбургского ГКМ и особенности характеристических графиков. На билогарифмических диагностических графиках в координатах давления и его производной во времени все графики одномерных потоков представляются характерными прямыми с соответствующими уклонами. Характеристические графики для различных режимов течений и аналитические формулы приведены в табл.2. Для простейших фильтрационных потоков строятся характеристические графики в соответствующих координатах [lgt, с(t)] для РП; [ t,с(t)] для ЛП; [ t,с(t)] для БЛП. На этих характеристических графиках выделяются прямолинейные участки, начиная с момента времени начала и окончания их проявления. Выполненный автором анализ фильтрационных потоков позволил предложить методику Р, МПа Таблица Характеристические графики различных режимов неустановившихся течений к ГГС Поток Аналитическая формула Диагностический Характерный Уклон прямолинейпризнак на графике график ного участка производной 0,082 QT Линейный поток = (S + S ) с Lh 0,082QT уклон = 0, - t t 17,3 h i = + Lh mµн нkГ m µ rсk k н н Г в 1,62QT Радиальный поток = н - с (t) = k kв L Г 1,62QT уклон = 0 - lnt i = k kв t Г kГ kв L log - 3,22 + 0,8S mµ rc н н 2,45QµB 2,45QµB Билинейный поток = t i = 1 1 1 4 2 4 2h(k mµ ) (k L) 2h(kГmµнн) (kГL) Г Г уклон =0, - t µн - вязкость при начальных условиях, мПа.с; T - температура, С;

kГ, kВ - горизонтальная и вертикальная проницаемости н - псевдодавление, соответствующее начальному давсоответственно, м2;

лению, МПа2/мПа.с;

rc - радиус скважины, м;

с - псевдодавление, соответствующее забойному давлеZ - коэффициент сверхсжимаемости газа;

нию, МПа2/мПа.с;

S - скин-фактор;

- сжимаемость при начальных условиях, МПа-1;

н L -длина горизонтального ствола скважины, м.

анализа и интерпретации результатов ГДИ ГГС по КПД-КВД для определения параметров пласта.

Проведен анализ характеристик кривых изменения давления для СП с использованием характеристических графиков, диагностических логарифмических графиков псевдодавления и производной. Поставлена задача о СП при пуске газовой скважины с постоянным давлением. Поставленная задача имеет большое значение для месторождений природного газа с большим этажом газонасыщенности, такие условия могут иметь место на Шебелинском, Карачаганском и других месторождениях.

Получено решение указанной задачи в виде аналитической формулы, описывающей перераспределение давления при режиме постоянного давления на стенке скважины, которое имеет следующий вид :

+r = erfc б, (1) б сб t б где - псевдодавление, соответствующее безразмерному давлению;

б - псевдодавление, соответствующее безразмерному забойному давлению;

cб erfc -дополнительная функция ошибок.

Это решение в практике ГДИ газовой скважины представляется впервые.

Одним из главных достижений в области анализа результатов ГДИ скважин является применение типичных кривых, которые представляют собой безразмерные логарифмические графики изменения давления для различных фильтрационных потоков. Определение параметров пласта по эталонным графикам осуществляется с помощью процедуры совмещения. Процедура совмещения заключается в построении фактических данных в тех же координатах, что и типовой кривой. На рис.3 показаны разработанные нами типовые кривые изменения давления и производной для СП в случае пуска скважины с постоянным забойным давлением. Эти кривые построены в результате теоретического решения дифференциального уравнения.

0.1 r б rб == 0.б == m б 0.10 = 2 r = rб б 10 бб = =10 m 10 10 10 10 10 10 10 10 14 10 100 Безразмерное время tб 1- псевдодавление 2-производная Рис. 3. Билогарифмический типовой график давления и его производной для сферического потока (постоянное забойное давление) В диссертационной работе предложен один из методов усовершенствования ГДИ горизонтальной газовой скважины с помощью производной давления.

По методу производной давления различные участки кривой билогарифмических графиков производной давления могут иметь характерные признаки, отражающие различные типы фильтрационных потоков в пласте. По кривой производной диагностического графика КВД, по величине уклонов прямолинейных участков идентифицированы типы потоков, т.е. расчленена сложная кривая производной давления на более простые составляющие, по которым, в свою очередь, определены параметры пласта.

Использование данного метода проводилось на примере промысловых исследований скважины 21 Серебрянского газового месторождения (I объект).

Интерпретация данных произведена по двум вариантам. В первом варианте был использован лишь диагностический билогарифмический график псевдодавлеБезразмерное псевдодавление и производная ния. Определение параметров (табл.3) производилось традиционным методом с использованием полулогарифмических графиков в координатах Хорнера.

Таблица Результаты расчетов исследования скв 21 методом КВД по вариантам Показатели Вариант I II Коэффициент подвижности, мкм2/мПа.с 2,46 3,Коэффициент проницаемости, мкм2 0,032 0,kh, мкм2.см 15,36 19,Коэффициент гидропроводности, мкм2.см/мПа.с 1181,5 1476,Скин-фактор 13,656 16,Пластовое давление, МПа 11,254 11,Во втором варианте был использован диагностический билогарифмический график производной (рис.4). На этом графике идентифицированы простейшие фильтрационные потоки (влияние притока в скважину(AB), РП (CD)). Таким образом точно определяется диапазон появления радиального потока, затем определяются параметры (табл.3).

Время, ч A B С D 1- псевдодавление 2-производная Рис. 4. Диагностический график псевдодавления и производной скважины 21 Серебрянского газового месторождения ',, кПа / мПа.

с Следовательно, анализ и интерпретация данных ГДИ с использованием производной давления позволяет оценить большее число параметров пласта. Поэтому с использованием этого метода производится более качественная интерпретация. Применение этого метода показано на примере исследования скважины 3тг ОГКМ.

В третьей главе рассматриваются вопросы применяемой техники при проведении ГДИ ГГС. На основе анализа неустановившихся процессов перераспределения давления в ГС при линейном упругом режиме и на основе промысловых исследований ГС, а также обобщения отечественного и зарубежного опыта ГДИ автором дана рекомендация по применению измерительных и технических средств для ГДИ ГГС.

Совершенствование ГДИ ГГС связано с созданием соответствующих приборов и аппаратуры, обеспечивающих проведение всего комплекса исследований и получение исходных данных с достаточной степенью точности. Роль современных приборов в совершенствовании ГДИ газовых скважин показана на примере промысловых исследований газовой скважины. Показано, что качество соответствующих логарифмических диагностических графиков, используемых для последующего анализа и оценки параметров пласта, существенно зависит от наличия посторонних шумов и помех. Диагностический график производной псевдодавления газовой скважины 412 Курганного газового месторождения, снятый с помощью механического манометра, показал очень зашумленную кривую производной псевдодавления (по сравнению с графиком на рис.4), полученным с помощью электронного прибора), по которому, к сожалению, не удается идентифицировать типы фильтрационных потоков.

Результаты ГДИ предлагается использовать для обоснования методов интенсификации притока газа. По результатам ГДИ оценивается состояние скважины и пласта, точно определяются параметры, регулирующие продуктивность скважин (проницаемость и скин-фактор). Нами рекомендовано применить кривые производной давления как для диагностики, так и для обоснования методов обработки ПЗП. Согласно этому методу, билогарифмический график поведения давления разбивается на несколько режимов, каждый из которых отражает все более отдаленные зоны пласта. Первый режим отражает поведение флюидов в стволе скважины, при этом кривые давления и производной накладываются и возрастают вдоль прямой с единичным наклоном. По мере стабилизации флюидов в стволе скважины давление продолжает нарастать, но уже более медленными темпами. Кривая производной уходит вниз и практически становится горизонтальной по мере продвижения переходного процесса от ствола скважины и достижения условий радиального притока.

При обосновании методов воздействия на пласт с помощью ГДИ актуальным является правильный выбор подходящего метода анализа результатов ГДИ. Использование только стандартных методов может привести к неправильной оценке параметров, характеризующих ПЗП.

На некоторых газовых месторождениях для определения пластового давления скважины должны простаивать длительное время, исчисляемое месяцами. Вместе с тем остановка скважины на несколько месяцев для определения продуктивной характеристики по технологическим и экономическим причинам оказывается невозможной. В таких случаях необходимо правильно выбрать методы обработки результатов исследования газовых скважин с целью обоснования необходимости воздействия на ПЗП, не останавливая скважины длительное время.

Методы исследования по стандартной методике практически не выполнимы в низкопроницаемых пластах. Формирование асимптотической прямой линии займет длительный период времени. Перед проектированием способов обработки ПЗП ГС или перед оценкой их эффективности необходимо проводить ГДИ скважин.

Предложен подход комплексного изучения состояния скважины, ПЗП и удаленных зон пласта при помощи исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. На промысловом примере показано применение этого подхода.

В четвертой главе представлены методы сокращения времени исследования ГГС. При исследовании ГГС в низкопроницаемых пластах остро встает вопрос разработки методов сокращения времени исследования и использования более эффективных и экономически выгодных методов испытаний.

Для оценки продуктивных характеристик нами предлагается проводить исследование ГГС на квазистационарных режимах фильтрации. Был выполнен анализ работ по исследованию ГГС на нестационарных режимах фильтрации.

Проведенный анализ существующих моделей ГГС показывает, что наиболее распространенной практичной является модель нестационарной фильтрации ГС, вскрывшей полосообразный пласт с закрытыми границами, которая позволяет выяснить периоды притока. Для этих моделей проанализированы приближенные аналитические формулы неустановившейся фильтрации к ГС при различных граничных условиях. Исследованы асимптотические зависимости поздних фильтрационных потоков при больших значениях времени. Подобный анализ, насколько нам известно, в отечественных публикациях представляется впервые. Исследовано наступление квазистационарного состояния в ГГС при больших значениях времени. Установлено, что параметры, характеризующие приток газа в условиях исследуемых неустановившихся фильтрационных потоков при поздних временах, асимптотически приближаются к соответствующим величинам, характерным для условий установившегося потока. Приведены понятия квазистационарного состояния, установлены основные признаки его наступления. Нами предложен способ оценки времени наступления квазистационарного состояния для модели бесконечного пласта.

В работе предложен подход к оценке времени наступления квазистационарного состояния для полосообразного пласта. Считается, что время окончания позднего потока является временем окончания неустановившегося состояния. После этого момента времени наступает квазистационарное состояние, которое представляет собой переходное между стационарным и нестационарным состоянием. Поэтому предлагается использовать это время для оценки момента наступления квазистационарного режима. На рис.5 показаны КПД ГС, на которых определяется время перехода на квазистационарное состояние.

Кривые падения давления ГС различной длины расчетная формлаП в условиях полосообразного Рпер 10 пласта tб t 0 50 100 150 tпер ч t, Рис.5. Кривые падения давления ГС различной длины РП в условиях полосообразного пласта +++ - 500м; -1000м; -1500м; OOO-2000м Для универсальности кривые строятся в безразмерной форме. Использование этих универсальных кривых позволило получить выражение для определения времени перехода на квазистационарное состояние для конкретных условий. Построены кривые падения давления в безразмерной форме для условий Оренбургского ГКМ: с толщиной пласта в диапазоне 2-36 м, с горизонтальной проницаемостью 0,5-30·10-15 м2, с вязкостью газа 15 мПа.с, с длиной горизонтального ствола 100-1000 м, с пористостью 0,09-0,3.

На рис.6 представлена универсальная кривая изменения давления в безразмерной форме. На этой кривой показано время наступления квазистационарного состояния. Время перехода на квазистационарное состояние для конкретных условий предлагается оценить по формуле Р, МПа m µ L tпер =, (2) kГ где - параметр Фурье (определяется из универсальной кривой).

Рассмотрены основные особенности исследования ГГС на нестационарных режимах фильтрации при больших значениях времени. Предложены способы оценки поздних фильтрационных потоков при переходе на квазистационарное состояние для различных типов пласта. Показано, что для бесконечного пласта заключительным потоком является только радиальный. В случае полубесконечного пласта в позднее время заключительным потоком является линейный.

0,4 4 0 5000 1 10 1.5 10 2 tб Рис.6. Универсальная кривая безразмерного давления для позднего потока к ГС в условиях ОГКМ В работе исследовалось влияние геолого-физических и геометрических характеристик факторов ГГС на длительность перехода на квазистационарный режим. Также оценена степень расхождения продуктивных характеристик от стационарного значения. Работа выполнена для однородного и неоднородного пластов.

б Р Для обработки результатов ГДИ ГГС с длительной стабилизацией забойного давления могут быть использованы различные методы, ускоряющие процесс их исследования. Нами разработан подход к оценке параметров пласта при исследовании на квазистационарных режимах фильтрации с заданной степенью точности, достаточной для практических целей. При этом под квазистационарным состоянием будем понимать такое состояние, когда текущее изменение давления отличается от стационарного значения на заданной точности.

Pages:     | 1 || 3 |






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