Обработка индикаторной кривой

Рис.2. Индикаторная кривая

По данным Рпл² – Рз² и Q строят индикаторную кривую, которая описывает уравнение притока газа к скважине при установившемся режиме.

Р_ПЛ² – Р_З² = аQ + вQ² , (1)

где

Р_ПЛ² = Р_УСТ² · e^2S

Р_З² = Р_УСТ² · e^2S + Q²

Рис.3. Зависимость РПЛ2 – РЗ2/Q от Q

аQ – потери давления на преодоление вязкостного трения;

вQ² – потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов, имеющих большие значения при высоких скоростях газа.

Делим обе части уравнения на Q и получаем:

(2)

Этот метод называется графоаналитическим.

а и в можно найти методом наименьших квадратов:

a= (3)

b= (4)

(5)

- вязкость газа, Пас при пластовых условиях

k - проницаемость,мкм²

R_K- радиус контура питания. В случае определенной сетки скважин можно принять радиус контура питания R_K половине радиуса дренирования, при условии если дебит скважин одинаков; Rс – радиус скважины

(6)

l - параметр макрошероховатости l=

- cтруктурный коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов определяется по корреляции Ширковского А.И.

(7)

уравнения 1 и 2 применимы для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия.

Для гидродинамичности несовершенных скважин, а также учитывая Z:

(8)

(9)

Несовершенство по степени вскрытия характеризуют коэффициенты С₁ и С₂

(10)

где , , (11)

несовершенство по характеру вскрытия характеризует С₂,С₄

(12)

где R_о – радиус перфорационных отверстий (для пулевой перфорации R_о = 2-3 см)

(13)

(14)

ЛЕКЦИЯ 21

Исследование газовых скважин на нестационарных (неустановившихся) режимах

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время.

Например, при t = 0 закрываем задвижку на работавшей струне. Далее в фиксированные моменты по секундомеру (через 10, 30 или 60 с и более) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и на головке скважины.

При исследовании скважин скважинными манометрами и тер­мометрами после закрытия скважины получаем данные об измене­нии во времени давления и температуры на глубине остановки приборов.

Обработка кривых нарастания забойного давления

С целью получения исходных данных для обработки кривых на­растания и стабилизации давления скважину пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую измене­ния нарастания давления на головке и в затрубном простран­стве в зависимости от времени.

Забойное давление определяют по давлению на устье. Во всех слу­чаях, особенно для газоконденсатных скважин, предпочтительно снимать кривые стабилизации и нарастания давления на забое с помощью дифференциальных глубинных манометров.

Полученную кривую нарастания забойного давления обра­батывают по формуле

(1)

где

(2)

(3)

и — соответственно текущее и начальное забойные давле­ния (до остановки скважины), МПа; t— время восстановления давления,c; Q_c — дебит скважины до остановки,м³/с; р_ат— абсолютное атмосферное давление, Мпа;  — коэффициент пьезопроводности,м²/с; m—пористость, доли единицы; — коэф­фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле ста­ционарного притока в скважине. Приведенный радиус скважины (4)

где - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабой­ной зоны)

(5)

Здесь - проницаемость призабойной зоны радиусом R_o; С₁ и С₂-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.

Обработанная в координатах от кривая нарастания имеет вид, показанный на рис.1.

Рис.1. Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в ко­ординатах от

По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный .

По полученным значениям и находят следующие параметры пласта.

Параметр проводимости

(6)

При известных вязкости и эффективной толщине пласта значение проницаемости

(7)

При известном коэффициенте

(8)

При известном коэффициенте пьезопроводности 

(9)

Согласно формуле (4) коэффициент С характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия.

Если то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значе­ний коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.