12.2 Оцінка масштабів міграції вуглеводнів по газовому фактору і сухості газу.

12.3 Гідрогазодинамічні дослідження свердловин. Усталений режим. Лабораторне моделювання, послідовність визначення характеристик свердловини та пласта по модельних даних.

Гідрогазодинамічні дослідження свердловин дозволяють достовірно оцінювати колекторські, фільтраційні, геометричні та інші властивості проникних пластів та продуктивні характеристики свердловин. Отримані дані використовується з метою встановлення оптимальних режимів свердловин та обладнання і контроля розробки покладів.

Вимірюються безпосередньо:

• Пластовий тиск – тиск пластових флюїдів на вмісні породи, тобто тиск, під яким газ або рідина перебувають у вугільному пласті або гірській породі;

• Вибійний тиск – тиск флюїду на вибої діючої нафтової, газової, водяної чи нагнітальної свердловини під час (і неусталеного) режиму її роботи; характеризує пластову енергію, що зумовлює підіймання рідини (чи газу) у стовбурі свердловини;

• Буферний (гирловий) тиск – тиск рідини (газу) на виході із свердловини, на гирлі;

• Затрубний тиск (МПа) – тиск рідини (газу) в кільцевому просторі експлуатаційної свердловини між експлуатаційною колоною і колоною насосно-компресорних труб, у процесі спорудження свердловини - тиск між останньою обсадною колоною і колоною труб, що на даний момент спущені в свердловину. Характеризує динамічний рівень у випадку експлуатаційної свердловини. ;

• відповідні температури (С або К);

• дебіти рідких флюїдів (м³/д або т/д) та газу (тис.м³/д);

• газовий фактор м³/м³ або м³/т) – вміст газу в продукції нафт. свердловин ;

• конденсатний фактор (г/м³) – вміст газового конденсату в продукції газоконденсатних свердловин; масова кількість вуглеводнів, яка переходить у рідку фазу, що припадає на одиницю об’єму газу, за умов, при яких забезпечується подавання газу в газопровід. ;

• водяний фактор для газових свердловин (г/м³ або л/1000 м³);

• обводнення продукції для нафтових свердловин (%);

• динамічний і статичний рівні рідини в свердловинах (м),

• відстані між свердловинами (м).

За результатами гідрогазодинамічних досліджень свердловин та обробки даних одержують наступні параметри пластів:

• коефіцієнт продуктивності (м3/(доба×МПа);

• гідропровідність (мкм2м/МПа×c);

• п`єзопровідність (м2/с);

• проникність (мкм2);

• скін-ефект;

• радіус білявибійної зони свердловини (м);

• динамічна в`язкість рідини (мПа×c);

• максимально припустимий дебіт, що виключає руйнування пласта та інші. [1]

Існує кілька режимів роботи свердловини, з яких виділяються:

Усталений режим. Полягає у дотриманні стаціонарного руху нафти або газу при різних депресіях на пласт, які тривають певний час. Дебіти і вибійний тиск свердловини вимірюються на декількох (не менше трьох) усталених режимах її роботи. Зміна режиму роботи свердловини досягається зміною вибійного тиску. За усталений стан роботи свердловини приймається такий, коли незначними змінами величини дебіту свердловини і величини тиску на вибої практично можна нехтувати. Час встановлення нового режиму залежно від конкретних умов коливається від десятків хвилин до кількох діб. Таким чином, приймається, що при усталеному режимі роботи свердловини приплив рідини з пласта в свердловину постійний в часі.

При різних способах експлуатації режими роботи свердловини можуть бути такі:

1) газліфтний – зміною витрат робочого агента (закачуваного газу) або створенням протитиску;

2) глибинний, електронасосами відцентровими або електрогвинтовими – за допомогою дроселя (штуцера) на гирлі свердловини, або шляхом зміною числа обертів електродвигуна.

3) глибиннонасосний – зміною довжини ходу поршня; зміною періода коливань верстата-качалки; одночасною зміною числа довжини ходу поршня і періода коливань;

4) фонтанний - зміною протитиску на гирлі шляхом зміни діаметра дроселя (штуцера); [2]

№режима роботи свердловини	Нк, м	Нс, м	Н, м	Р, Па	V, см3	V, м3	t, с	Q, м3/с
1	1,4	1,2	0,2	1,96	40	0,4 ×10-5	370	1,081 10-8	1,813 108
2	1,4	1	0,4	3,92	80	0,8 ×10-5	370	2,16 10-8	1,815 108
3	1,4	0,8	0,6	5,89	110	1,1 ×10-5	370	2,97 10-8	1,983 108
4	1,4	0,6	0,8	7,85	140	1,4 ×10-5	370	3,78 10-8	2,077 108

На комп`ютері по чотирьох точках було розраховане рівняння регресії (індикаторна лінія) і знайдене точне значення коефіцієнта продуктивності.

Оскільки приплив рідини в свердловину відбувається в умовах напірного режиму за лінійним законом (Дарсі), то коефіцієнт продуктивності  визначається за формулою:

де Q, Q - значення дебітів на індикаторній диаграмі; Р, Р - відповідні значення депресії тиску.

За знайденим коефіцієнтом продуктивності з використанням відповідної формули розраховуються

• коефіцієнт гідропровідності ɛ,

• коефіцієнт рухливості нафти k/ (або гідравлічного опору  / h); і

• коефіцієнт ефективної проникності k.

Щоб розрахувати коефіцієнти А і В та скласти рівняння припливу нафти в безводну свердловину, проводиться ряд наступних дій:

Базуючись на вихідних даних: будується індикаторна лінія свердловини

Параметри	1	2	3	4	5	X,т	Y,МПа
Q	0,00	12,00	16,00	18,40	20,20	17,50	28,00
Рвиб	34,50	33,50	32,00	30,00	26,50
Р	0,00	1,00	2,50	4,50	8,00
Р / Q		0,083	0,156	0,245	0,396

.

Лінія опукла до вісі дебітів. Перевіряю, чи не викликано це двохфазною фільтрацією і співставляю вибійні тиски з тиском насичення. Величини Рвиб вищі за тиск насичення на всіх режимах, отже фільтрація нафти в пласті однофазна. Тому використовується рівняння:  р = А Q + В Q2 Тут А і В відповідно коефіцієнти енергетичних втрат на тертя та інерцію. Після ділення формули попередньої формули на дебіт Q виходить наступне:  р / Q = А + В Q З цього лінеаризованого рівняння фільтрації (рівняння прямої) можна знайти величини А та В.

Екстраполяцією прямої до вісі ординат знаходжу А = – 0,35 МПа доба / т. Коефіцієнт В характеризує нахил прямої до вісі дебітів і може бути визначений по двох довільних точках прямої, приміром 1 і 2 на рисунку. В = tg β = [( р / Q)2 – ( р / Q )1 ] / (Q2 – Q1). В = (0,3 – 0,1) / (19 – 14) = 0,04 МПа ×доба / т2. В =0,04 МПа ×доба / т2

Остаточно, рівняння припливу нафти до даної свердловини має вигляд:

 р = – 0,35×Q + 0,04×Q² = (– 0,35×17,50) + (0,04×17,50²) = 6,12 МПа

Тоді робочий вибійний тиск (при Р_пл = 25) буде дорівнювати:

Р_виб = Р_пл -  р = 25 – 6,12 = 18,88 МПа.

Оскільки вибійний тиск заданий, то формула перетворюється в таку:

Q = [(А² + 4 В (Рпл – Рвиб))^1/2 – А] / 2 В.

Якщо вибійний тиск дорівнює 12 МПа, дебіт свердловини буде дорівнювати:

Q = [(–0,35² + 4 × 0,04* (25 – 13))^1/2 +0,35] / 2×0,04 =1,65 / 0,08 =57,4 т/добу.

Видно, що порівняно з попереднім розрахунком для Р_виб = 18,88 і дебіту 17,50 т/добу зниження вибійного тиску до 12 МПа (підсилення депресії) викликає еквівалентне зростання дебітів нафти.

І останнім третім завданням в даній лабораторній роботі є визначення параметрів білявибійної зони пласта за вихідними даними, базуючись на наступних вихідних даних:

№ п/п	П.І.Б.	А, 10-6	Тпл, К	Rk, м	rпр, 10-5м	h, м	газу, 10-5	z
6	Кошарна С.К.	4,00	361,00	280,00	40,00	12,00	1,90	0,77

Розвʼязання:

Коефіцієнт середньої газопровідності пласта розраховується по формулі:

(k× h) / _газу = (z p₀ T_пл) / a π Т_ст) × ln (R_k / r_пр)

Але попередньо визначається коефіцієнт a:

а = 8,64×10¹⁶×А = 8,64×10¹⁶ × 4×10^-6 = 0,35×10¹² [(Н² c) / м⁷].

а = 0,35×10¹² [(Н² c) / м⁷]

Коефіцієнт газопровідності дорівнюватиме:

(k× h) / _газу = [(0,77×0,98×10⁵×361) / 0,35×10¹² ×3,14×293)] × ln (280 / (40×10^-5)) =

= 13,32×10^-7 м³ / (Па×c).

(k× h) / _газу = 13,32×10^-7 м³ / (Па×c)

Коефіцієнт рухливості газу складе величину:

k / _газу = 13,32×10^-7 / 12 = 1,11×10^-7 м² / (Па×c)

k / _газу = 1,11×10^-7 м² / (Па×c)

І середня проникність білявибійної зони:

К=(k / _газу)×_газу=1,11×10^-7×1,9×10^-5 м² =2, 1×10^-12 м²=2, 1/1,02=2,059 Дарсі.

Білет 13