Использование ускоренных методов исследования

горизонтальных газовых скважин

Аннотация: в статье

рассматриваются

эффективные

ускоренные

методы

исследования газовых скважин

Ключевые

слова:

Использование

ускоренных

методов

исследования

горизонтальных газовых скважин.

Согласно работам [3, 4, 5] наиболее эффективными ускоренными методами

являются: “изохронный” и “экспресс” методы. Ниже приведены технологии

проведения и методы обработки результатов исследования этими методами.

Изохронный

метод:

Сущность

метода

заключается

в

исключении

необходимости

стабилизации

забойного

давления

и

дебита

на

режимах.

Метод допускает, что вместо полной стабилизации забойного давления и

дебита можно использовать время с продолжительностью 7р=40^60 мин. По

истечении

этого

времени

необходимо

фиксировать

значение

забойного

давления и дебита, а затем закрывать скважину до полного восстановления

давления.

Математически

процесс

исследования

скважин

изохронным

методом

выражается

условиями

Р1=Р2=Р3

до

полного

восстановления

давления между режимами. С позиции потерь газа этот метод кратно снижает

потери

при исследовании, но не позволяет

получить

стабилизированные

значения зависимости между дебитом и депрессией на пласт на режимах

исследования.

Естественно, что за время, равное 7р, создаваемое на забое возмущение

давления распространяется не до границы зоны дренирования и доходит до

некоторого R(tv). Поэтому определяемые значения из графика, показанного

на рисунке 4.40 a(tF) и b(tv) соответствуют зоне с расстоянием R(tP). Для

определения истинных значений коэффициентов a(tF) и b(tF) существует два

метода, которые изложены в работах [3, 4].

Экспресс

метод.

Сущность

этого

ускоренного

метода

заключается

в

максимальном

сокращении

продолжительности

процесса

исследования.

Технологические потери газа при экспресс методе идентичны потерям при

изохронном методе.

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для

совершенных

и

несовершенных

скважин

считались

справедливыми

известные

формулы,

основанные

на

двучленном

законе,

по

которым

и

проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных

режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при

проектировании

разработки

газовых

месторождений

при

этом

решения

сводились к формуле (2.1), где для гидродинамически совершенных скважин:

,

(3.1)

,

(3.2)

где h - толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной

формулы было известно, что результаты не подчиняются формуле (2.1). Для

их

обработки

Ю.П.

Коротаевым

еще

в

1956

году

была

предложена

следующая формула:

,

(3.3)

где

C

-

коэффициент,

учитывающий

начальное

дополнительное

сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой

скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

Для

обработки

результатов

исследования

газовых

скважин

методом

установившихся отборов используют формулы, полученные для идеального

газа. При высоких пластовых давлениях и больших депрессиях это приводит

к искажению вида индикаторных линий, неправильной их интерпретации и к

неточному определению параметров пласта.

При высоких абсолютно пластовых давлениях и больших депрессиях следует

пользоваться уравнением притока, полученным для реальных газов:

c

к

ат

R

R

h

A

ln

pk

mr

=

)

1

(

)

1

(

2

2

2

к

c

к

c

c

ат

aт

R

R

B

R

R

R

h

S

B

-

=

-

=

p

r

C

BQ

AQ

+

+

=

D

2

r

2

2

2

*

пл

з

ср

cp

cp

p

p

Q

AQ

B

z

m

m

-

=

+

,

(3.4)

*

*

*

2

пл

з

cp

m

m

m

+

=

,

(3.5)

*

1

m

m

m

=

,

(3.6)

ат

1

.

.

ln

293

пр

пл

с пр

R

P

Т

R

A

kh

m

p

=

,

(3.7)

ат

ат

2

2

2

2

1

1

(

)

2

(293)

c

пр

P S

B

С

h

R

R

p

=

-

+

,

(3.8)

1

1

2

4

пр

к

i

R

R

h

=

=



,

(3.9)

где

*

з

*

и

m

m

пр

-

приведенные

вязкости

при

пластовой

температуре

и

при

пластовом и забойном давлениях;

µ’

-

вязкость

газа

при

абсолютном давлении

0,1

МПа

и

пластовой

температуре Т

пл.

µ - вязкость газа при давлении p и пластовой температуре Т

пл.

Формулу (3.4) можно использовать для определения коэффициентов А и В,

представив ее в виде:

2

2

*

*

пр

з

ср

cp

ср

p

p

Q

A

B

Z Q

m

m

-

=

+

.

(3.10)

При

расчетах

по

формуле

(3.10)

получают

заниженные

значения

коэффициентов А и В; для коэффициента А вместо 64 получаем 57 тыс.м

3

/

сут, т.е. занижение на 11%, для В вместо 0,21 получаем 0,12 тыс.м

3

/сут., т.е.

занижение на 43 %.

На примере определим проницаемость пласта на основании исследования

газовой скважины.

Вязкость газа

сПз

012

,

0

=

m

, мощность пласта

м

h

27

=

, среднее расстояние до

соседних скважин

2

1000

м



=

. Можно принять

500 ;

Rk

м



=

=

приведенный

радиус

скважин

3

0,5 10

Rпр

м

-

=



,

статическое

давление

в

остановленной

скважине

15

ст

r

=

МПа.

Зависимость между дебитом скважины и перепадом давления имеет вид:

2

2

2

ст

AQ

BQ

r

r

r

D

=

-

=

+

или

2

A

BQ

Q

r

D

=

+

По значению коэффициента А определяем проницаемость пласта:

3

5

500

0, 012 1, 03ln

0,5 10

0,524

3,14 1200 8, 64,10

k

Д

-

-





=

=





Список литературы

1.

Алиев З.С. и др. Особенности контроля за разработкой месторождений

при

их

освоении

горизонтальными

газовых

скважинами

с

веерно-

кустовым размещением. М., Недра, 2013. – 135 с.

2.

Алиев З.С. и др. Практическая нецелесооборазность и невозможность

исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах

фильтрации. //Газовая промышленность, № 1, 2014. – 20 с.

3.

Алиев

З.С.

и

др.

Определение

производительности

горизонтальных

газовых скважин, не полностью вскрывших полосообразные фрагменты с

учетом

стабилизации

забойного

давления

и

дебита.

Материалы

международной

научно-практической

конференции

“Актуальные

проблемы нефтегазовой отрасли”: Оренбург: Издательский центр ОГАУ,

2012. – 150 с.

4.

Бузинов С.Н. и др. Расчет притока к системе равномерно расположенных

горизонтальных скважин. Журнал “Газовая промышленность” № 7, 2003.

– 135 с.

5.

Бузинов

С.Н.

и

др.

Расчет

притока

к

горизонтальной

скважине

при

кустовом размещении. Журнал “Газовая промышленность” № 9, 2003. –

15 с.

6.

Бузинов

С.Н.,

Григорьев

А.В.,

Славицкий

В.С.

и

др.

Исследование

горизонтальных

скважин

на

нестационарных режимах.

НТЖ

“Газовая

промышленность”,№ 10, 1997. – 21 с.

7.

Бузинов

С.Н.

и

др.

Исследование

горизонтальных

скважин

на

нестационарных режимах. Газовая промышленность № 10, 1997. – 50 с.

8.

Гриценко А.И., Алиев З.С. Руководство по исследованию скважин. М.: –

Наука, 1995. – 135 с.

9.

Закиров

С.Н.,

Сомов

Б.Е.,

Гордон

В.Я.

и

др.

Многомерная

и

многокомпонентная фильтрация. – М.: Недра, 1988. – 225 с.

10.

Зотов

Г.А.

Методика

газогидродинамических

исследований

горизонтальных газовых скважин. – М.: Ротапринт ВНИИГаза, 2000. – 41

с.

11.

Иванов С.И., Алиев З.С. и др. Газоотдача газовых и газоконденсатных

месторождений. М.: Недра, 2005. – 95 с.

12.

Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных

скважин.

Система

стандартизации

Р

ОАО

“Газпром”.

086.2010.

Изд.

“Полиграфический комплекс

“Локус

Станди”,

(в

2-х

книгах

под

ред.

Алиева З.С.) 2011. – 50 с.

13.

Черных

В.А.,

Славицкий

В.С.

Стационарные

газогидродинамические

исследования

горизонтальных

скважин.

Журнал

Газовая

промышленность,№ 12, 1997. – 35 с.

14.

Шеремет

В.В.

Определение

производительности

горизонтальных

нефтяных

скважин.

Сборник

“Научно-технические

достижения

и

передовой

опыт,

рекомендуемые

для

внедрения

в

газовой

промышленности”, М. ВНИИЭГазпром, вып.2, 1992. – 20 с.