- •5. Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации
- •5.1 Определение параметров пласта по данным исследования вертикальных скважин на нестационарном режиме фильтрации газа
- •5.2 Методы обработки квд
- •5.3 Влияние различных факторов на форму квд, снятых в газовых скважинах
- •5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления
- •5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия
- •5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления
- •5.4. Влияние неоднородности пластов по площади на форму квд
- •5.5 Определение параметра анизотропии пласта по квд
- •5.6 Методы определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации
- •5.6.1 Влияние конструкций горизонтальных скважин на возможность определения параметров пласта по результатам исследования их на нестационарных режимах фильтрации
- •5.6.2 Возможные методы оценки параметров пластов, вскрытых горизонтальными газовыми скважинами, по кривым восстановления давления
- •5.6.3 Методические основы обработки квд, снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •2. Метод обработки квд снятых с горизонтальных газовых скважинах разработанных для таких скважин.
- •5.6.4 Использование расчетных формул, полученных для вертикальных скважин
- •Использование расчетных формул для обработки квд, снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •Обработка квд, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших неоднородные пласты.
- •5.6.5 Использование метода обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска вертикальных скважин, для обработки ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах
- •5.6.6 Методы обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •5.6.7 Обработка ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших однородные пласты
5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления
5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия
Обработка кривых восстановления давления требует знания дебита и забойного давления перед закрытием в момент времени t=0. Закрытие скважины на устье происходит либо мгновенно современными задвижками, либо медленным сужением проходного сечения для газа в скважинах, оборудованных задвижками старой конструкции. В обоих случаях, когда скважина на устье уже закрыта, на забое продолжается поступление газа в ее ствол. Учет влияния притока газа после закрытия скважины различными методами, среди которых сравнительно простым является дифференциальный метод.
I. Учет количества газа, поступающего в скважину, в которой нет фонтанных труб (или затрубного пространства, т.е. когда это пространство запакеровано), после ее закрытия.
В процессе восстановления давление и температура газа по стволу скважины меняются. При определении объема поступившего газа допускается, что в стволе скважины к каждому моменту времени коэффициент сверхсжимаемости Z может быть заменен его средним значением Zcp, соответствующим Рср(t) и Tср(t).
Если КВД снята на забое, а не на устье, то необходимость фиксирования изменения температуры газа в процессе восстановления давления отпадает.
Объем газа, поступившего в ствол скважины после ее закрытия, определяется приближенно по формуле:
(5.29)
если – объем ствола скважины. С точностью до 1,5% среднее текущее давление в стволе может быть определено по формуле:
(5.30)
где Pз(t), Py(t) – соответственно забойное и устьевое давления в момент времени t. Средняя температура во времени определяется по формуле:
(5.31)
где Tз(t), Ty(t) – соответственно температуры на забое и на глубине нейтрального слоя в момент времени t.
Если принять Zcp(t)Tcp(t)≈Zcp(t=0)Tcp(t=0), то объем газа, поступающего в ствол скважины, будет:
(5.32)
где Zcp(t=0), Tcp(t=0) – соответственно Zcp и Тср перед закрытием скважины.
Дебит скважины Q(t) после ее закрытия в первый момент времени t приближенно может быть определен по формуле:
(5.33)
где , – средние по стволу скважины давления, определяемые по формуле (5.30), в момент времени t1 и t2. При расчетах Q(t) чем меньше будут интервалы времени ti+1–ti тем точнее будет определяться дебит скважины во времени после закрытия.
II. Учет количества газа, поступающего в скважину при наличии в ней фонтанных труб. Расчет количества газа, поступающего в скважину с фонтанными трубами, идентичен методике определения его без фонтанных труб. Разница между этими вариантами состоит в необходимости учета объема фонтанных труб, спущенных в скважину.
Если в скважину спущены фонтанные трубы и движение газа происходит по ним, то вследствие разности давлений в трубном и затрубном пространствах объем газа v(t) будет определяться формулой:
(5.34)
где Ωз, Ωт– объемы затрубного и трубного пространств. Дебит скважины в рассматриваемом случае:
(5.35)
Значения v(t) и Q(t), полученные выше при наличии и отсутствии в скважине фонтанных труб, используются при обработке КВД с учетом притока газа к скважине после ее закрытия.
Согласно дифференциальному методу учета притока газа после закрытия скважины, КВД обрабатывается по формуле:
(5.36)
где
; (5.37)
Значения V(t) и Q(t) определяются по формулам (5.32) и (5.33) или (5.34) и (5.46).