Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

5.08 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 168 9 10 11 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

• ч

III IV V

									Таблица	29
Горизонт	а		6	а?				О		С;
				S				О
	^"			S	га			я	0:
	^"		&	Ж	га			и?	0:
	§•			а	е	t*l		*°		о
			s	CJ	о	С		*°
			s	CJ	о	u
				га
					СП					ск
					СП
IX	0,121	1Е00	96,2	191,5	о.	3,6	1,26	3,5	0,340	0,2
IX	0,121	1Е00	96,2	191,5	175,1	3,6	1,26	3,5	0,340	0,2
IX	0,389 1400		174	191,5	166,5	2,57 1,26		7,7	145	9
IX	0,500 1000		65,5	191,5	140,5	2,61 1,40		12,6	258	16
IX	0,009	£00	39,7	191,5	152,9	3,65	1,26	8,3	0,11	0,007
									Таблица	30

ряда		Горизонт	<7.	л-,.		л э ф ,	•''заб,
	скважины	Горизонт	micym	id	спз	м	атм
	скважины		micym	id	спз	м	атм
I	39	Хв	135	37	!	26
	43	Хв	240		1
	101	Хв	206		1
	103	Хн	750	398	1	2
	147	Хн	146		1		Р, = 260


	§	4.	Определение		оптимальной величины
	радиуса		разгазирования и выявление обмена
		фаз	потока при смешанном режиме
Представляет практический интерес построение зави
симости		радиуса		газированной		области от	величины
уменьшения			давления ниже давления насыщения.
С этой целью были построены две серии кривых в
координатах			Rr = / ( Р п л		— Р н а с ,	Р з п 6 ) , показанные		на
рис.	29 и 30; они соответствуют скважинам № 111, 132,
151,	174, 179, 189. Для				расчета	мы выбрали	формулу
(6),	исходя		из условия,		что она очень проста и			дает
близкие		значения		по сравнению		с предлагаемым		нами

методом определения величины/?,.по кривой восстанов


ления	давления, т. е.			выражением			(18), представлен
ным нами при анализе таблицы 16.
Рассмотрим эти			кривые		в отдельности			и выявим
некоторые		закономерности.
	1. Кривые JBr = /			( Р п	л — Р н а с )		на рис. 29
а)	Наиболее ранний			изгиб		кривой наблюдается по°
скважине		№ 189, где по условиям разработки						величина
перепада		давления	между		Рвя	и Р н а с	весьма	незначи-

гельна (1,1 атм), вследствие чего даже небольшое уменьшение величин Рпл — Ртс на 0,8 атм (вплоть до их равенства) приводит к резкому увеличению радиуса газированной области, повышая его с 0,19 до 20 м.

го

	• CkS		189 .
	э	Скв		•if-
15	э	Скв	151	f
15	о	Скв	т	\
	о	Скв	т	\
	о	CkS 132 ъ
	0	СкВ т		"•'
10	в	СкВ т		ч
	в	СкВ т
5

					S			10
Рис.		29.	Зависимость			радиуса		разгазированной зоны
					от величины			Рпл—Янас
б) В несколько меньшей степени это отмечается по
скважине №			174,		на	кривой		которой		излом	наступает
при	уменьшении величины						Рпл—Янас		от 13,4 до		9,1 атм.
в) В		скважине			№	111	уменьшение величины Рк —
Ртс	от	10 до		6,8	атм	не	приводит		к	сколько-нибудь
существенному				изменению			радиуса			разгазированной
зоны	(пределы колебания величины								Я п л — Я н а с		на этом
участке		перепада			давления		равны 0,057—0,С64); только-

по мере снижения величины Р„л — Я„а с с 10 атм вплоть до равенства этих величин радиус зоны разгази

рования		увеличивается		с 0,064 до 15 м.
	г) В	скважине	№	151	по	сравнению	со скважиной
№	189	отмечается	более		поздний рост кривой			радиуса
РТ,	поскольку при		уменьшении			величины	Рк	— Рнас от

•6,9 до \,1 атм величина RT меняется незначительно, оставаясь на этом участке перепада в пределах 1,4— •3,2 м.

2. Кривые J R r — / (Р„а с —^Р3 аб) на рис. 30

а) Темп роста этих кривых при равных условиях изме нения величины Яца с — Рзлб зависит от величины пере лада давления между пластовым давлением и давле-

Рис. 30. Изменение		радиуса разгазированной		зоны от
	величины Я Н а с — Я э а б
нием насыщения; чем		меньше величина	Рпл	— Р„ас,	тем
больше	предпосылок	для увеличения радиуса газиро
ванной	области при	изменении разности	между		вели
чинами	Р„ас — Лаб-


	Это		наиболее наглядно					видно по кривым скважины
№	179, на которых					вследствие незначительности величин
Рпя	— Я н а с			радиус разгазированной области растет очень
быстро,			достигая			своего		максимума при		Я п а с — Я з а 6 =
= 51,6		атм		в	пределах 60			м.
	а)	Там		же,	где	по	условиям		разработки существует
значительный					перепад		между		пластовым	давлением и
давлением				насыщения, темп роста кривой						радиуса раз

газирования будет более замедленным при изменении величины Я„а с —Яз а б , что видно по кривым этой группы


для	скважины №				111.	Однако	надо	отметить,		что в
указанных			скважинах			перепад	давления между			вели
чинами		Я к	и Я н а с	не очень большой—в				пределах		9,8—
6,8	атм.		Анализ	этих		кривых	позволяет сделать			сле
дующие		предварительные выводы:
	1. На		величину		радиуса газированной				области в
•основном			влияет	разница между			пластовым		давлением

идавлением насыщения.

2.При забойном давлении ниже давления насыще ния скважины целесообразно эксплуатировать в случае,


когда		между величинами Я п л				и Я и а с существует			боль
шой	запас		перепада		давления	(во	всяком	случае не
меньше		10 атм,		как	это выявилось		на примере		иссле
дования скважины № 111).
3.	Величину			допустимого		эффективного		предела
уменьшения ззбойного давления ниже дзвленгя									насы
щения,		при	котором		получающаяся		зона газированной
области		может быть ликвидирована в					случае	последую

щего перевода скважины на работу с забойкым давле нием выше давления гасыщения, можно с некоторыми

допущениями

определить

путем

сопсстевления

ана

лиза

кривых

Я г = /

(Я п л

— Я и а с ,

Я„а с — Я з а б ) .

Эти

кри

вые получены после

построения

кривей Я з а

(lg/;)

подсчета

радиуса

по

формуле

(6) • при

различных

значениях

перепада

давления ка

стабильном

участке

кривых до перепада их на излом.

Следовательно,

определяя

по

формуле (6)

размеры

зоны „разгазирования" при различных значениях

Я н а с —

Я з а б , можно

будет

любое

время

(в

зависимости от

целей

и задач) отрегулировать величину

Я г , чтобы

это,

одной стороны, не

противоречило условиям

правиль

ности

выбора

оптимального режима

эксплуатации

для

возможного

продления срока фонтанирования

и,

дру-

гой стороны, позволило бы увеличить

диапазон

участ

ка Рэа6

(t)

Р н а с ,

ка котором

можно

принять

методы

упругого режима.

Из

гидродинамических

исследований,

расчетов и

графика Rr

/ (Р„а с

P3t6, Рп,-Рнас,

см. рис.20 и 30):

видно,

что

величина

радиуса

воронки

разгазирования

будет оптимальной при следующих пределах

забой

ного давления;

скважина

№

111

Р з а б

195,4

am;

скважина

№

132

Р з

156,3

am;

скважина

№

151

Р з

140,9

am;

скважина

№

174

Р з

118,8

am;

скважина

№

179

Р з

а б

175,8

am;

скважина

№

189

P3i6

112,4

am.

Оптимальные величины радиуса воронки разгазиро

вания

приводятся

ниже:

скважина

№

111

/?г

я ;

скважина

№

132

/?г

,и;

скважина

№

151

/?г

м;

скважина

№

174

/?г

м;

скважина

№

179

# г

скважина

№

189

/?г

м;

Чтобы

дать

прогноз

изменения

величины

радиуса

разгазирования, мы произвели подсчеты, которые пока

зали

изменение

величины

газированной

области при

уменьшении забойного давления ниже давления

насы

щения.

Рзаб =

194,5 м

Как

уже

было

отмечено выше, при

в скважине

№

111

радиус

разгазирования

достигает

оптимальной

величины.

При

снижении

предельно

допустимого

забойного

давления

по

этой скважине

на

3 атм

радиус воронки

разгазирования

составит

м.

При снижении предельно допустимого забойного

давления

на

атм

по

скважине

№132 ради} с разга

зирования

составит

33 м.

В скважине № 151 при снижении

допустимого забой

ного давления на 6 атм

радиус разгазирования

соста

вит

м.

То

же

самое

отмечается

и по

скважине

№ 174, np.i снижении допустимого забойного давления в ней на 6 атм радиус разгазирования составит 22

Вскважине № 179 при снижении допустимого забой ного давления на 6 атм радиус разгазирования будет 60,8 м.

Вскважине № 189 при снижении допустимого забой

ного давления на 6 атм радиус разгазирования равен

60м.

§ 5. Прием обработки кривой восстановления

давления в случае нестационарной фильтрации газированной жидкости

Работами С. А. Христиановича установлено, что ря дом преобразований уравнения движения газированной жидкости в пористой среде могут быть приведены к уравнениям, полностью совпадающим с обычными урав нениями фильтрации однородной несжимаемой жидко сти, подчиняющейся закону Дарси [30].

Так, С. А. Христианович создал теорию установив шегося движения газированной жидкости. Следует учесть, что установившегося процесса течения газиро ванной нефти при разработке нефтяных месторождений не бывает. Однако значение теории С. А. Христиано вича весьма важно, так как она позволяет решать задачи о неустановившемся течении газированной жид кости приближенно, рассматривая последнее как смену установившихся состояний [55].

В природных пластовых условиях не может быть строго установившегося движения. Но есякое неуста

новившееся		движение в пласте			при	заданных	гранич
ных условиях стремится к стационарному							пределу.
Выводы, полученные на основании рассмотрения								уста
новившегося движения газированной						жидкости с учетом
сегрегации, можно считать справедливыми для								опре
деленного		момента	и состояния		нестационарного			дви
жения газированной жидкости в пласте.
Пользуясь функцией				С. А.	Христиановича,			запи
шем	следующие уравнения:
а)	дтя	случая	установившейся			приямолинейной
фильтрации		газированной		жидкости:
дебит жидкости
		Рж = —		- ^ р	^ ;			(34)

Иж

давление
	Н = Нг+				Я " ~ Я г	- х ;		(35)
проницаемость		призабойной зоны,					дарси,
		К=			;			(36)
б)	для случая	установившейся				рациональной филь
трации газированной			жидкости:
дебит жидкости
	Р ж		=	—	• J ^	3 -	,	(37)
	=	tfc	+	^ L Z ^ . J		n		(38)
				lg	—	Л	с
проницаемость,		дарси,
	Я = - З х .		±2L (in J k			+	C]	(391
	АН		?T.b\		Л,		/
Здесь индекс я- —контур,					с—скважина, /г—плгст,			з—
згбой.
Таким образом, из приведенных формул видно, что'
для	определения	коэффициента				продуктивности		Г и

коэффициента проницаемости К достаточно знать вели

чину Нпл — Н3 = АН {Нпл и Н3й6)—суть функции от фазовой проницаемости пласта для жидкости при соот

ветствующих давлениях. Поэтому в данном случае, когда /Лаб < Лис правильнее было бы кривую восста новления давления, наиболее полно отражающую при роду движения газированной жидкости, построить в


координатах—некоторая доля депрессий							Д / У = / / п л — / / з а б )
атм,	продвигающая			по	пласту	только		жидкость, и
логарифмы		времени		после	остановки		скважины,			т. е.
в координатной			зависимости AH			= j'{\gt),			как.	это
показано на		рис.	31.
Для	раскрытия формул (35) и					(37)	в	зависимости
от условий фильтреции необходимо располагать										дан
ными о величине Я. Эту величину можно взять									либо по
материалам		исследования скважин				на приток,			либо по>

керновым" материалам.

Безусловно, такое решение допускается лишь при условии, что в дальнейшем величина коэффициентапроницаемости на искомом от резке кривой будет откоррек тирована и уточнена последу ющими расчетами.

Для определения коэффи циента проницаемости на кри волинейном участке кривой восстановления давления, сня той в координатах Д / / = / (lg t),

воспользуемся		преобразован				шкс
ной	формулой (3), а		именно:
					Рис.	31. Теоретическая кри
	к = 21,91 (?жцж Ъ
				(40)	вая	восстановления	давле

	h эф '				ния	при Р з а б < Рнас
где	Н-ж—вязкость пластовой				построенная в координатах
						д//=/ (ig о
	жидкости,			опреде	исследования		забойной
	ляемая	по		данным
	пробы	при		различных		значениях	давления
	на бомбе,		спз;
	а'—угловой коэффициент, определяемый из выра
жения:
			а	=	,		(41)

где Нз и И"— некоторые функции, зависящие от фазо вой проницаемости пласта, для жидко сти при соответствующих давлениях на конечной (индекс К) и начальной (ин-

\деке Н) точках криволинейного участка О—А (см. рис. 44).

Вотличие от коэффициента проницаемости, опре деленного на прямолинейном участке кривой восстанов

ления давления	(при Я з а б >	Я н а с ) , данный		коэффициент
проницаемости,	определенный по		формуле		(40), оче
видно, будет в	некоторой	степени	выражать		значения
фазовой проницаемости, так как величина				К	определе
на здесь с учетом движения двухфазового				потока жид
кости.

Если при исследовании на восстановление давления на кривой Я з а б = / (\gt) выделяются две зоны, выражажающие состояние движения двухфазного и одно фазного потоков (например, при условии Я з а б < Я н а с > Я п л ) ,

то тогда, по-видимому, такую кривую можно				обработать
дифференциально, т. е. отдельно по зонам				или участ
кам,	согласно	приведенной выше	методике	обработки
при	различных	условиях движения	жидкости.

& 13S7

Щ1

0.503 0,25360,0650 0,0531 ОЩОДМ ^часы J

Рис. 32. Кривая восстановления давления по скв. № 9 место рождения Кюровдаг (НГДУ „Ширваниефть"), снятая при

Рзаб < £ н а с > ^пл

По данной методике были обработаны кривые вос становления давления (при условии Я з а 6 < Рняс > Р п л ) фонтанных скважин НГДУ им. А. П. Серебровского и

H-fllgt)

Б в'

5S
5В
So
	—		О	0.22
058	0,30 0,119 0,02 0,068 018				0,477 left жь<
Рис. 33. Кривая восстановления			давления по скв. № 126 место
рождения	Кюровдаг	(НГДУ	„Шнрваннефть")		в координатах
Д	rt=/(Ig t),	снятая при		Рзаб<Ртс>	Рпл

Таблица 31

Результаты определения параметров пласта при нестационарной фильтрации газированной жидкости по предлагаемой методике

				Параметры		криволинейного участка					Параметры прямолинейного участка
Месторож	скважин	АР,							<
дения	скважин	атм		Р'		п'				ш		к,	Л-	Л,л,	АР,
				нл		пл				ш	дарса	дарса	атм	атм	атм
Песча-	111	26,2	1Д4	209,2	205,4	139,86	137,76	159,0	155,9	3,1	0,425	0,472	209,2	231,2	22,0
ный-
море	132	30,1	2,54	207,5	184,3	53,76	45,66	136,0	116,8	19,2	0,323	0,359	207,5	214,4	6,9
НГДУ	132	30,1	2,54	207,5	184,3	53,76	45,66	136,0	116,8	19,2	0,323	0,359	207,5	214,4	6,9
Сере-									90,6		0,463		208,9	209,0
бров-	151	52,5	2,73	208,9	156,5	48,96	32,86	134,0	90,6	43,4	0,463	0,515	208,9	209,0	0,1
ского
	174	32,2	1,49	200,8	176,9	98,26	85,76	146,1	128,2	17,2	0,336	0,360	200,8	209,1	8,3
	179	4116	2,23	220,8	189,9	67,86	54,96	152,5	122,7	29,8	0,г00	0,219	220,8	226,4	5,6
	189	41,1	0,86	225,6	186,5	207,76	168,76	178,2	145,3	32,9	0,412	0,438	225,6	227,6	2,0
„Шир-	126	53,0	0,225	807,0	740,0	266,31	244,20	60,5	55,0	5,0	0,00412	0,445	186,0	216,0	30,0
„Шир-
ван-					135,0	45,54	44,55	87,4	83,2	4,2	0,0"0	0,115	259,0	261,0	2,0
нефть"	9	21,0	1,87	138,0	135,0	45,54	44,55	87,4	83,2	4,2	0,0"0	0,115	259,0	261,0	2,0
							1

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 168 9 10 11 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ