Тема №2. Влияние ствола скважины.
Наиболее распространенная техника и технологии снятия КПД-КВД предполагают замеры, регистрацию изменений забойных давлений (и дебитов) после пуска-закрытия скважины на устье с помощью предварительно спущенных на забой глубинных приборов и комплексов.
Используемые при ГДИС основные расчетные формулы - получены в предположении о мгновенном открытии-закрытии скважины (о мгновенном пуске или прекращении притока через поверхность фильтрации на забое скважины). Так как обеспечить мгновенный пуск скважины с постоянным дебитом при снятии КПД достаточно сложно, то наиболее распространенным способом ГДИС на неустановившихся режимах является снятие КВД после остановки скважины, при этом обеспечивается условие: q=0=const. Однако это условие мгновенногозакрытия скважины при снятии КВД тоже сразу, мгновенно, не обеспечивается, так как между устьем скважины (устьевой задвижкой) и забоем имеется ствол скважины с объемом V. В работающей скважине перед ее закрытием ствол скважины заполнен полностью или частично газожидкостной смесью. После закрытия скважины на устье происходит изменение (рост) забойного давления во времени и пластовой флюид продолжает поступать в ствол скважины за счет сжатия газожидкостной смеси в стволе скважины
Дебит на забое - изменяется медленнее, чем на устье, где после закрытия задвижки q=0. Этот затухающий во времени после закрытия скважины на устье дебит часто называют после-эксплуатационным притоком, притоком-оттоком жидкости за счет сжатия флюидов в стволе скважины и других эффектов. После эксплуатационный приток искажает первоначальные участки кривых изменения забойного давления и обусловлен проявлением влияния объема ствола скважины (ВСС). Изменение термобарических условий в стволе скважины после закрытия на устье может вызывать сегрегацию фаз, фазовые превращения и др. процессы, которые влияют на монотонный характер затухания притока. В частности, при определенных условиях (при высоких газосодержаниях - газовом факторе и невысокой проницаемости ПЗП) возможен в некоторые промежутки времени отток жидкости из ствола скважины в пласт. Этот отток жидкости в пласт может снижать проницаемость ПЗП, и как следствие происходит уменьшение продуктивности скважины после каждой остановки скважины.
|
|
Эффект влияния ствола сопровождает не только остановку скважин, но и любую смену режима эксплуатации (пуск, изменение дебита и пр.).
Тема №3. Обработка КВД методами с учетом эффекта ВСС.
В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах Чаще всего, это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или наоборот) после ее закрытия на устье. В указанных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.
|
|
Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости необходимо одновременно с фиксацией изменения давления на забое регистрировать изменение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять изменение уровня жидкости в затрубном пространстве.
Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважине с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют применять при обработке кривых восстановления давления два метода.
Для учета ВСС существуют дифференциальные и интегральные методы.
|
|
1. Дифференциальный метод учета переменного притока после изменения режима работы скважины.
Суть метода заключается в исключении эффекта действия стоков, сопутствующих источникам, после изменения режима путем искусственной замены стоков источниками соответственно равных мощностей.
Допустим скважина работала с дебитом , после чего в момент времени меняют режим на менее продуктивный. Если бы приток отсутствовал то вместо дебита мгновенно бы установился дебит . В действительности в момент времени (или несколько больший) скважина начинает работать с дебитом , близким по величине к дебиту .
Таким образом, в момент времени мгновенно подключается источник значительно меньшей мощности, чем источник . За время действии указанного источника глубинный манометр записывает начальный отрезок кривой восстановления, которую можно записать так:
, (1.42)
где: - наклон начального отрезка кривой в координатах давление и логарифм времени.
В дальнейшем суммарная мощность подключающихся источников нарастает, соответствующая мощность «остающихся стоков» убывает. Наращивается кривая восстановления, уменьшается ее наклон в координатах давление и логарифм времени.
|
|
В определенный момент времени приток к забою прекращается и кривая восстановления выходит на свою асимптоту с угловым коэффициентом , который определяется из следующего соотношения:
, (1.43)
Применение описанного метода ускоренного вывода промысловой кривой восстановления на свою асимптоту позволяет использовать для обработки начальный участок кривой восстановления.
2. Дифференциальный метод учета переменного притока И.А.Чарного и И.Д.Умрихина.
Метод основан на решениях основного дифференциального уравнения, данных М.Маскетом и И.А.Чарным для притока упругой жидкости к кольцевому стоку с переменным во времени дебитом , отсчитываемым от первоначального стационарного дебита . При замене кольцевого стока определенного радиуса равнодебитным точечным стоком радиуса, равного радиусу несовершенной скважины, основное соотношение этого метода представляется следующим образом:
, (1.44)
Если промысловую кривую восстановления строить в координатах и , то получается прямая, по наклону которой и отрезку на оси ординат можно определить параметры фильтрации:
, (1.45)
, (1.46)
Интегральную функцию определяют по формуле:
, (1.47)
Интеграл находят по формуле:
, (1.48)
Весь период исследований делится на равных промежутков. Интеграл находится для моментов времени , где меняется от единицы до .
3. Дифференциальный метод учета переменного притока Ю.П.Борисова.
Данный метод основан на решении М.Маскета для точечного стока в бесконечном пласте при переменном во времени дебите. При данном методе используется следующее уравнение:
, (1.49)
Промысловая кривая, будучи построена в координатах и , дает прямую с угловым коэффициентом:
, (1.50)
и отрезком на оси ординат:
, (1.51)
по которым находятся параметры пласта и .
учитывает дополнительный приток в зависимости от давления и площади затрубного пространства.
4. Интегральный метод учета переменного притока Г.И.Баренблатта, Ю.П.Борисова, С.Г.Каменецкого, А.П.Крылова.
Из всех рассмотренных методов этот метод является наиболее строго обоснованным математически и физически.
Метод основан на точном решении соответствующих обратных задач теории упругого режима и предусматривает вычисление интегралов от эмпирических функций, представляемой кривой восстановления давления.
В данном методе используется следующее основное соотношение:
, (1.52)
где: и - площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб; - некоторая константа, имеющая размерность времени; , и - интегралы от соответствующих депрессий.
5. Интегральный метод И.А.Чарного и И.Д.Умрихина.
В данном методе используется следующее основное соотношение:
, (1.53)
где
, (1.54)
здесь
, (1.55)
Графиком функции 1.53, преобразованной в координатах , будет прямолинейный график с клоном и отрезком, отсекаемым его продолжение на оси ординат, по значениям которых определяются параметры и .
6. Интегральный метод Э.Б.Чекалюка.
Метод основан на использовании зависимости депрессии на забое скважины от суммарного объема притока упругой жидкости в виде интеграла Дюамеля:
, (1.56)
где - функция, определяющая объем добытой из пласта жидкости при постоянной депрессии, равной единице.
Основная расчетная формула интегрального данного метода имеет вид:
, (1.57)
где - безразмерное время, - масштаб времени;
, (1.58)
Графиком функции 1.57 в координатах будет прямолинейный график, по уклону и отрезку которых находят параметры пласта.
Большинство предложенных методов обработки КВД с учетом притока основываются на допущениях, что кривая имеет плавный монотонно убывающий «характер» зависящий от параметров пласта и пластовых флюидов. Однако на практике могут наблюдаться и немонотонные кривые, которые характеризуются наличием на кривой притока периодов времени, когда жидкость оттекает из ствола скважины в пласт после остановки на устье.
Дата добавления: 2018-05-09; просмотров: 3131; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!