Кривая стабилизация - давление
Cтраница 2
В настоящее время на практике используют два метода исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации: метод пуска ( обработка кривой стабилизации давления) и метод остановки ( обработка кривой нарастания давления) скважин. [16]
На примерах однопластовых и многопластовых залежей исследовано влияние: границ пласта на форму кривых нарастания и стабилизации давления; призабойных зон с ухудшенными параметрами на кривые стабилизации давления; режима работы соседних скважин на кривые стабилизации и нарастания давления; распределения дебита по отдельным пластам на результаты нестационарных исследований скважин. [17]
К) 3: К) 1) см, получим t ( Ь 104) с; запаздывание также приведет к искажению начальных участков кривых стабилизации давления. [18]
Эти кривые стабилизации в дальнейшем ншде не используются, хотя они могут дать некоторые дополнительные сведения о пласте. Ниже предлагается метод обработки кривых стабилизации давления, позволяющий определить вес необходимые параметры пласта. [19]
На форму кривой восстановления давления влияют приток газа в скважину после ее остановки, не-изотермичность процесса восстановления давления, неоднородность пласта ( в т.ч. тектонич. Те же факторы влияют на форму кривой стабилизации давления, однако чаще искажение вызывает изменение фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины неоднородностью пласта по площади и мощности. [20]
Кроме того, часто в проектах предлагаются методы контроля параметра, не пригодные для качественного определения данного параметра. Так, например, до настоящего времени ни в одном проекте не рекомендуется определение коэффициентов фильтрационного сопротивления с использованием кривых стабилизации давления и дебита, хотя применение этого метода существенно сокращает потери газа при исследовании скважин. Для контроля за разработкой не используется возможность замены стационарных методов исследования скважин на нестационарные. Не используются также ускоренные методы исследования скважин. [21]
Если с какого-то момента времени t кривая начнет отклоняться вверх от прямой ( рис. IV. Если при эксплуатации скважины изменяются параметры призабойной зоны, то для расшифровки начального участка ( /) применяют ту же методику, что и для кривых стабилизации давления. [22]
В настоящее время используются различные методы обработки данных испытания скважин на нестационарный приток. В работе Е. М. Минского, Ю. П. Коротаева и Г. А. Зотова ( 1959) развит способ учета отклонения от закона Дарси из-за инерционных потерь в призабой-ной зоне. Метод обработки кривых стабилизации давления был впервые предложен Б. Б. Лапуком и В. А. Евдокимовой ( 1950) для пуска скважины с постоянным дебитом. Последнее условие оказалось практически нереализуемым, в связи с чем метод был обобщен на случай переменного дебита. Для обработки данных работы скважины на второй фазе предложен метод интерпретации кривых стабилизации давления ( Г. А. Зотов, 1965), использующий моментные соотношения. [23]
Анализ газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, описанных в работах [ 1, 2, 36, 57, 62, 71, 74, 75, 141, 144, 147, 149, 168, 176, 178, 179, 182, 189, 190, 191, 233, 292, 323, 331, 345, 395, 400, 405 и др. ], показывает, что для чисто газовых пластов и скважин для однородных и неоднородных пластов, толщины которых установлены геофизическими исследованиями, нестационарные методы дают достаточно точную осредненную информацию о пласте в пределах дренируемой зоны. Следует отметить, что по сравнению с кривыми восстановления давления недостаточно широкое применение получила методика обработки кривых стабилизации давления. Это связано прежде всего с отсутствием соответствующей техники для непрерывного и точного измерения дебита скважины после ее пуска в эксплуатацию. К настоящему времени недостаточно изучена и возможность определения параметров пласта по кривым восстановления давления в скважинах, вскрывших трещиновато-пористые пласты, и в газоконденсатных скважинах. Возможность оценки проводимости и других фильтрационных характеристик пористой среды по кривым восстановления давления при неоднородности по толщине пласта остается неиспользованной при непрерывном изменении проницаемости ( или проводимости) пласта по площади. Оценка точности определения параметров пласта при нестационарных режимах фильтрации для различных проницаемостей, параметрах mh, пластовых давлениях произведена нами на электроинтеграторе УСМ-1. Влияние различных факторов на форму кривых восстановления давления, в частности депрессии на пласт, температуры газа, уровня жидкости в скважине, рассмотренное нами, позволило рекомендовать метод обработки таких кривых для определения параметров пласта с высокой точностью. Одним из основных условий правильного определения параметров пласта по результатам исследования при нестационарных режимах фильтрации является достоверность измерения величины дебита газа на многопластовых месторождениях перед закрытием скважины. Общий замер дебита скважины на устье позволяет оценить лишь среднюю проводимость пласта по кривым восстановления давления. Более достоверно параметры пласта определяются, если использовать известную связь между коэффициентом проницаемости пласта и дренируемым данной скважиной объемом залежи. [24]
 |
Кривая падения давления скважины при опытной эксплуатации для второй фазы. [25] |
По полученному прямолинейному участку определяют параметр проводимости kh / [ i. Если с какого-то момента времени t кривая начнет отклоняться вверх по прямой ( рис. 111.32), это будет указывать на то, что закончилась первая фаза эксплуатации и началось падение давления на границах залежи, которую эксплуатирует данная скважина. Если при эксплуатации скважины изменяются параметры призабойной зоны, то для расшифровки начального участка / применяют ту же методику, что и для кривых стабилизации давления. [26]
Изложены методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации. Приведена методика обработки КВД при сравнительно быстром восстановлении давления и длительной стабилизации температуры. Рассмотрено влияние на обработку КВД неоднородности пласта по разрезу и радиусу. Дана методика обработки кривых стабилизации давления и дебита. Приведенные методы обработки дополнены примерами. [27]
Поэтому, исходя го ожидаемого изменения различных показателей, прогнозируемых при проектировании, часто используют неравномерную разностную сетку и повышенную величину шага по времени. Величина шага по времени тесно связана с решаемой задачей. Если для снятия кривых стабилизации давления и дебита шаг по времени задается секундами, то при определении изменения дебта скважин в процессе разработки шаг по времени может составлять несколько суток. [28]
Независимо от процесса, проходящего в скважине, мы получаем информацию. В частности, если скважина простаивает длительное время, то в большинстве случаев определяется пластовое давление, величина которого используется при обработке результатов исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Если скважина только что остановлена, то снимается КВД, по которой определяются параметры пласта. Если скважина только что пущена в работу, то снимаются кривые стабилизации давления и дебита, также позволяющие определить параметры пласта. Если скважина эксплуатируется на определенном режиме, то данные этого режима можно использовать при гидродинамическом исследовании. Так, например, дебит скважины и продолжительность работы ее с данным дебитом используется при обработке КВД. Если предстоит снятие индикаторной кривой, то режим, на котором работала скважина перед снятием индикаторной кривой, можно использовать как один из предполагаемых при стационарном методе исследования или как режим со стабилизированной характеристикой при применении ускоренных методов исследования скважин. Отметим, что помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и врзможность перетока газа в вышележащие пласты. Таким образом, при любом состоянии газовой скважины можно получить определенную информацию, используемую в дальнейшем при определении тех или иных параметров пласта и скважины. Поэтому весь процесс исследования скважины должен фиксироваться во времени. [29]
Перед испытанием на скважине измеряют буферное и затрубное давление. В том случае, если скважина перед остановкой работала, желательно снять кривую восстановления давления. Затем скважину испытывают на - различных режимах, переходя от меньших дебитов к большим. При этом наряду с измерением дебита газа измеряют количество жидких и твердых примесей, скапливающихся в сепараторе или по-родоуловителе, Эти данные необходимы для установления технологического режима работы газовых скважин и выяснения влияния жидкости на форму индикаторной кривой. На каждом режиме снимают кривые стабилизации давления буферного, затрубного и измеритель расхода. После первого цикла испытаний от меньших дебитов к большим продувают скважины и при этом измеряют дебит, буферное и затрубное давление до наиболее полной очистки забоя скважины, после чего снимают кривую вюсстановления давления. Затем проводят испытание в обратном порядке от больших дебитов к меньшим. В основном при обработке результатов исследования скважин проводят стандартные расчеты, на что требуется значительный период времени. В то же время целый ряд параметров, получаемых при исследовании скважин, вследствие изменчивости геологического строения пласта и приближенных значений исходных величин носит оценочный характер. Поэтому встает вопрос об упрощении вычислений с нужной степенью точности. Одним из методов, позволяющим проводить первичную обработку результатов непосредственно HCI скважине, является применение номограмм и графиков для часто встречаемых на практике расчетов. [30]
Страницы: 1 2 3