РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Обработка результатов исследования газовых скважин

Практическая работа №5

Обработка результатов исследования газовых скважин

На установившихся режимах

С учетом несовершенства вскрытия скважин

Цель работы

Определить фильтрационные параметры пласта и потенциальные возможности скважины.

Общие сведения

Уравнение притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потерь энергии пласта от дебита газа при радиальной фильтрации, имеет вид:

, (1)

где – дебит скважины, на практике обычно измеряется в тыс. м ³/ сут;

и – пластовое и забойное давления (давления, полученные по результатам гидродинамических испытаний скважины);

и – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные с помощью индикаторной кривой, измеряются соответственно в сут /тыс. м ³ и (сут /тыс. м ³)².

Структура коэффициентов фильтрационных сопротивлений и для совершенных скважин (вскрывающих пласт от кровли до подошвы пласта открытым забоем (рисунок 1а)), в единицах системы СИ следующая:

(2)

(3)

где – коэффициент динамической вязкости газа при пластовом давлении и температуре , ;

– коэффициент сверхсжимаемости при и ;

– температура газа в пласте, К;

– проницаемость пласта, м ²;

– эффективная мощность, м;

– атмосферное давление, обычно считают равным 0,1033 МПа;

– стандартная температура, ;

– плотность газа при и , кг / м ³;

– коэффициент макрошероховатости пористой среды, м;

– радиус скважины, м;

– радиус контура питания, м;

здесь и измеряются соответственно в с / м ³ и ( с / м ³)² .

Таким образом, определив по результатам исследования газовых скважин с помощью индикаторных кривых коэффициенты и , можно рассчитать следующие параметры пористой среды и скважины: гидропроводность, проводимость и проницаемость пласта, его потенциальные возможности и свободный дебит газа.

Из выражения (1) получаем формулу для определения проектного дебита:

(4)

Потенциальные возможности скважины характеризуются величиной абсолютно свободного дебита , т.е. дебита скважины при ат:

(5)

Предельное значение дебита, обусловленное характеристикой пористой среды и конструкцией скважины, при испытании с выпуском газа в атмосферу, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины при ат, называют свободным дебитом и определяют по формуле:

, (6)

где – коэффициент сопротивления, связанного с движением газа по трубе, ( с / м ³)² , равный

, (7)

здесь – коэффициент сверхсжимаемости газа при и ;

– внутренний диаметр труб, м;

– коэффициент гидравлических сопротивлений;

– средняя температура в стволе скважины, К, определяется по формуле:

, (8)

– температура на забое скважины, К;

– температура на устье скважины, К;

– скин-эффект:

, (9)

– относительная плотность газа по воздуху;

– глубина скважины, м.

Из формулы (2) получаем выражения для определения гидроповодности, проводимости и проницаемости пласта:

, (10)

, (11)

. (12)

Выражения 10, 11, 12 справедливы только для совершенных скважин, но большинство газовых скважин являются гидродинамически несовершенными.

Скважину, в которой вскрыта только часть мощности продуктивного пласта, причем эта часть вскрыта открытым забоем, называют несовершенной по степени вскрытия (рисунок 1б).

Скважину, в которой вскрыта полностью вся мощность пласта, но приток газа из пласта осуществляется через перфорационные отверстия или фильтр, называют несовершенной по характеру вскрытия (рисунок 1в).

а) совершенная скважина; б) скважина, несовершенная по степени вскрытия;

в) скважина, несовершенная по характеру вскрытия;

г) скважина, несовершенная как по характеру, так и по степени вскрытия.

Рисунок 1. Схемы гидродинамически совершенной и несовершенных скважин

В случае, когда скважина вскрыла пласт не по всей мощности и эксплуатируется через перфорационные отверстия или фильтр, ее называют несовершенной как по характеру, так и по степени вскрытия (рисунок 1г).

Для скважин несовершенных как по характеру, так и по степени вскрытия, выражения для гидропроводности, проводимости и проницаемости примут вид:

, (13)

, (14)

. (15)

где , – коэффициенты, учитывающие гидродинамическое несовершенство скважины.

Коэффициент несовершенства по степени вскрытия определяется по таблице 1 или по формуле:

, (16)

здесь – относительное вскрытие пласта скважиной;

– глубина вскрытия пласта скважиной, м;

– относительный радиус скважины.

Величину при предположении сферического притока можно оценить по формуле:

, (17)

где – радиус перфорационного канала, м;

– плотность перфорации.

Таблица 1. Значения коэффициента (несовершенство по степени вскрытия)

0,05	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
	118,170	63,774	31,462	18,799	12,345	8,291	5,435	3,455	1,957	0,788
	88,911	46,433	22,202	13,276	8,603	5,747	3,824	2,438	1,388	0,573
	77,888	41,572	20,408	12,444	8,163	5,477	3,628	2,286	1,276	0,513
	65,393	35,749	17,604	10,919	7,185	4,823	3,193	2,006	1,100	0,441
	58,500	32,424	16,376	10,049	6,622	4,450	2,943	1,846	1,023	0,400
	53,280	29,886	15,197	9,368	6,183	4,155	2,748	1,721	0,950	0,369
	49,415	28,012	14,348	8,853	5,869	3,944	2,609	1,626	0,897	0,346
	46,171	26,376	13,569	8,435	5,621	3,788	2,498	1,549	0,848	0,326
	42,919	24,462	12,832	8,102	5,358	3,574	2,382	1,488	0,802	0,302
	41,627	24,139	12,556	7,820	5,189	3,492	2,306	1,437	0,785	0,298
	39,886	23,351	12,257	7,670	5,098	3,432	2,266	1,409	0,766	0,288
	38,059	22,339	11,727	7,383	4,864	3,294	2,162	1,356	0,773	0,276

Пример.

Рассчитать гидропроводность, проводимость и проницаемость пласта, проектный, свободный и абсолютно свободный дебит скважины.

По скважине известно:

глубина скважины ;

плотность газа по воздуху ;

вязкость газа ;

устьевое давление ат;

пластовое давление ат;

забойное давление ат;

критическое давление ат;

температура на забое скважины ;

критическая температура ;

температура на устье ;

коэффициент гидравлического сопротивления ;

диаметр труб ;

мощность пласта ;

глубина вскрытия пласта ;

радиус скважины ;

контур питания скважины ;

плотность перфорации ;

радиус перфорационного канала .

Значения фильтрационных сопротивлений

и

получены с помощью индикаторной кривой, построенной по результатам исследования газовых скважин на установившихся режимах («Разработка газовых месторождений», Лабораторная работа №3).

Решение.

Прежде, чем воспользоваться формулами для вычисления требуемых величин, переведем значение фильтрационных коэффициентов в единицы измерения системы СИ:

,

Итак, проектный и абсолютно свободный дебиты соответственно равны

Для вычисления свободного дебита необходимо определить коэффициент сверхсжимаемости газа при и , равных:

,

;

;

.

По графикам Брауна-Катца определяем значение , вычисляем скин-эффект и значение :

,

.

Таким образом, свободный дебит равен:

.

Для вычисления гидропроводности, проводимости и проницаемости необходимо определить коэффициенты несовершенства по степени вскрытия и по характеру вскрытия :

, ,

,

.

Итак, вычисляем гидропроводность, проводимость и проницаемость:

,

,

.

Задание.

Рассчитать гидропроводность, проводимость и проницаемость пласта, проектный, свободный и абсолютно свободный дебит скважины.

По скважине известно:

вязкость газа ;

коэффициент гидравлического сопротивления ;

диаметр труб ;

радиус скважины ;

контур питания скважины ;

плотность перфорации ;

радиус перфорационного канала .

№ пп
	0,57	0,578	0,572	0,576	0,574	0,57	0,578	0,572	0,576	0,574
	94,7	95,5	96,3	97,1	97,9	98,7	99,5	100,3	101,1	101,9
	102,5	103,3	104,1	104,9	105,7	106,5	107,3	108,1	108,9	109,7
	99,38	99,53	100,3	100,1	101,4	102,4	102,7	105,1	106,6	106,5
	48,1	47,5	46,9	46,3	48,1	47,5	46,9	46,3	48,1	47,5
	44,5	44,3	44,1	43,9	44,5	44,3	44,1	43,9	44,5	44,3
	196,5	196,2	195,9	195,6	195,3	195,3	195,6	195,9	196,2	196,5
	4,404	6,293	6,782	7,661	7,324	6,787	8,605	4,921	3,599	5,746
	5,2·10-3	3,4·10-3	2,6·10-3	3·10-3	2,4·10-3	4·10-3	2,2·10-3	8,8·10-3	7,7·10-3	5,5·10-3

№ пп
	0,57	0,578	0,572	0,576	0,574	0,57	0,578	0,572	0,576	0,574
	94,7	95,5	96,3	97,1	97,9	98,7	99,5	100,3	101,1	101,9
	102,5	103,3	104,1	104,9	105,7	106,5	107,3	108,1	108,9	109,7
	98,17	99,65	101,5	101,1	104,5	101,8	103,8	106,1	105,5	107,1
	46,9	46,3	48,1	47,5	46,9	46,3	48,1	47,5	46,9	46,3
	44,1	43,9	44,5	44,3	44,1	43,9	44,5	44,3	44,1	43,9
	196,5	196,2	195,9	195,6	195,3	195,3	195,6	195,9	196,2	196,5
	7,337	5,925	4,152	5,331	0,212	8,199	6,057	2,356	6,283	3,954
	1,6·10-3	4,9·10-3	5,4·10-3	5,5·10-3	14·10-3	2,9·10-3	5·10-3	11,4·10-3	4,9·10-3	4,8·10-3

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Карнаухов М.Л., «Гидродинамические исследования скважин испыта-телями пластов», М.: «Недра», 1991. – 206 с.

2. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин, М.: «Недра», 1984. – 268 с.

3. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов М.Л., Белов А.Е., «Испытание скважин в процессе бурения», М.: «Недра», 1982. – 312 с.

4. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М.: Недра, 1990.

5. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова», М.: Недра, 1988.

6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко и др. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.

7. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000.

8. Методическое руководство ЗАО «ТННЦ» по интерпретации результатов гидродинамических исследований, проводимых при контроле за разработкой месторождений в Тюменской Нефтяной Компании. Тюмень, 2001.

9. Valko, P.P. and Economides, M.J., «Heavy Crude Production from Shallow Formations: Long Horizontal Wells Versus Horizontal Fractures», paper SPE 50421, 1998.

10. McGuire, W.J. and Sikora, V.J., «The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity», Trans. AIME (1960) 219, 401-405.

11. Soliman, M.Y., «Modifications to Production Increase Calculations for a Hydraulically Fractured Well», JPT (Jan. 1983) 170-178.

12. Guerrero E.T., «Practical Reservior Engineering», The Petrolium Publishing Co. 211 So. Cheyenne Tulsa, U.S.A 1968. – 265 p.

СОДЕРЖАНИЕ

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: