Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
= 0,1, b = 0, с = 21
36
Q
Кривая отсекает на оси ординат отрезок с (см. рис. 1.3). Величину с в формуле (1.11) назовем начальным фильтрационным сопротивлением (НФС) при измерении давлений глубинным манометром или вычислении забойных давлений по затрубному пространству.
Начальное дополнительное сопротивление с0 = 2рплср + ср2. Измерив на графике его значение, можно определить поправку
на пусковую депрессию
Ф =/V-л/pL -С0 . (1.12)
В первом приближении р можно оценить следующим образом:
Ф = m/Jk, (1.13)
где ф — дополнительный перепад давления, вызванный капиллярными силами на границе газ — вода в призабойной зоне пласта; k — проницаемость, мкм2; m — пористость.
При наличии жидкости в скважине и призабойной зоне пласта дополнительное начальное сопротивление G = 2Z11O з + 52 будет складываться из двух величин: столба жидкости в скважине и сопротивления, вызванного влиянием капиллярных сил в призабойной зоне
где рж — плотность жидкости (воды или конденсата); h — высота столба жидкости в стволе остановленной скважины, если бы жидкость не проникала в пласт при остановке; g — ускорение свободного падения.
При работе скважины, когда Q > Q4, (рис. 1.5)
pi - pi = aQ - bQ^Q + bQQ + c. (1.14)
Обрабатывая данные в координатах (pпл — p2 — c)/Q от Q,
определяем значение b как тангенс угла наклона прямой к оси Q в интервале дебитов Q > Q4,, т.е. формулу (1.14) приводим к виду (рис. 1.6)
2 - 2 - _ __
p^ ^ С = a - bQ^ + bQ. (1.15)
Q
37
Ap 600 I
О 200 400 600 800 1000 Q
Рис. 1.5. Индикаторная кривая (зависимость Ap2 от Q) при наличии жидкости на забое скважины по результатам исследования скв. 1811 Уренгойского
месторождения:
1 - при Q < Q ; 2 - Q > Q
Ap2ZQ; (Api-c)/Q
0,7 - о /
0,6 - АН
• III
0,5 \ ^ /г
0,4
о\ 1 і , ^
0,3
0,2 ........................& , ^Г1^
0,1 і
0 ;oo зоо 500 700 900 а о
Рис. 1.6. Результаты обработки исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения при наличии жидкости на забое:
1, I - Ap2/Q от Q; 2, II - (Ap2 - c)/Q от Q при Q < Q^; 3, III - (Ap2 - c)/Q
от Q при Q > Qкр; 4, IV - (Ap2 - c)/Q от Q при Q = 298
Наличие жидкости на забое четко фиксируется глубинным акустическим прибором при проведении акустико-гидродина-мических исследований.
При сопоставлении результатов исследований, проводимых
38
в разное время на одной и той же скважине, индикаторные кривые не совпадают. Это, в частности, может быть вызвано изменением количества жидкости в пористой среде и на забое при изменении параметров призабойной зоны по мере эксплуатации скважины.
Наблюдается общая тенденция перехода на завершающей стадии разработки к эксплуатации скважин по закону Дарси.
Эксплуатация скважин при предельном энергосберегающем режиме позволяет получать максимальный дебит при минимальных потерях энергии, обеспечивает работу скважин без осложнений и аварий и наибольшую газоотдачу.
Применение энергосберегающих режимов работы скважин создает благоприятные условия по предотвращению нарушений герметичности и целостности эксплуатационных колонн газовых скважин, вызванных интенсивными деформационными процессами, возникающими при высоких деби-тах.
В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов, уравнение притока соответствует формуле (1.2) в том случае, когда в каждом из пластов справедлив закон Дарси до минимального критического перепада давления Ap^1, соответствующего наступлению в одном из пластов критического дебита Q451. При этом суммарный критический дебит будет отвечать сумме дебитов, соответствующих критическому дебиту в одном из пластов Q4J1, и дебитов меньше критических в других пластах, которым соответствует этот минимальный критический перепад давления Ap^1.
При Q > Q451 суммарная индикаторная кривая будет отражать условия, когда в одном из пластов фильтрация подчиняется трехчленному закону, а в других — закону Дарси. В последующем с ростом депрессий последовательно наступает Q4, в каждом из других пластов. Только после достижения в каждом из пластов во всех пластах будет отмечаться фильтрация согласно (1.7).
Анализ разновременного ввода скважин, выполненный по большинству выработанных месторождений природных газов, показал, что удельные объемы дренажа, характеризующие удельные запасы, приходящиеся на скважину, по скважинам, введенным в разработку спустя значительный период времени, в 2—30 раз меньше удельных объемов дренажа скважин, введенных в начальной стадии разработки.
Из анализа ввода скважин по выработанным месторожде-
39
ниям следует, что на первые 50 % ранее введенных скважин приходится до 85 % запасов.
Часто на вторую половину вводимых позже скважин (т.е. на остальные 50 %) приходится менее 15 — 20 % оставшихся запасов газа. Этому способствуют и концентрация весьма незначительного числа "первых" скважин в наиболее продуктивных частях залежей и их форсированные дебиты.
Интенсивное уменьшение удельного объема дренажа скважин, вводимых на поздней стадии разработки, вызвано более интенсивным на начальной стадии разработки расходованием запасов, приуроченных к высокопроницаемым разностям.
