Библиографическое описание:

Гасанов И. Р., Таирова С. А., Гасанов Р. И. Обоснование возможности прогноза изменения коэффициента продуктивности газовых и газоконденсатных скважин по данным их исследований при установившихся режимах // Молодой ученый. — 2016. — №26.



Коэффициент продуктивности скважин является одним из широко используемых параметров в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Правильное установление текущей величины этого параметра и закономерности его изменения во времени, позволяющие надежно и достоверно прогнозировать ряд основных технологических показателей разработки залежей, представляется весьма важной задачей.

В данной работе для обоснования применимости указанной методики как при однофазной, так и для двухфазной фильтрации были проведены расчеты, которые подтвердили постоянство коэффициентов, что позволяет осуществлять прогнозирование коэффициента продуктивности. С этой целью интерпретируются результаты газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов и определяется фиксированное (при текущем или начальном, если скважина исследована на ранней стадии разработки залежей, пластовом давлении) значение коэффициента продуктивности скважины, а также закономерность его изменения в зависимости от депрессии. Затем, используя полученные результаты, строится математическая модель прогноза изменения коэффициента продуктивности скважин во времени.

Kлючевые слова: прогноз, скважина, режим, продуктивность, модель, давление, фильтрация, депрессия

Ранее нами было показано, что 1,2 изменения КПС при разных пластовых давлениях и депрессиях могут быть найдены из следующих уравнений:

При двучленном законе фильтрации

;(1)

при линейном законе фильтрации

. (2)

Прогнозирование КПС для газовых и газоконденсатных месторождений при однофазной фильтрации осуществляется по формулам (1) и (2). При этом необходимые для расчетов и определяются по данным исследования скважин при установившихся режимах.

С целью обоснования применимости указанной методики следует показать, что коэффициенты в процессе разработки не изменяются.

Необходимо только отметить, что при разработке газоконденсатных месторождений могут иметь место два возможных случая, так как в зависимости от соотношения пластового давления и давления начала конденсации в пласте может фильтроваться либо однофазный флюид, либо двухфазный. Ясно, что и скважина должна быть исследована при нескольких установившихся режимах в каждой из указанных областей, поскольку величины коэффициентов в областях однофазной и двухфазной фильтрации, естественно, будут разными. Кроме того, разными они будут в областях снижения давления до давления максимальной конденсации и после.Для обоснования применимости указанной методики следует сопоставить полученные данные с результатами существующего способа (3) прогнозирования коэффициента продуктивности скважин во времени (на контуре), который основывается на использовании экспериментально определяемых для каждой конкретной залежи кривых фазовых проницаемостей и зависимостей физических свойств флюида и коллектора от снижения пластового давления и др.

В статье в качестве примера используются данные месторождения Булла-море. На рис.1 приведены кривые изменения экспериментальных данных.

Аппроксимируя значения физических свойств флюида и коллектора в зависимости от снижения пластового давления, получаем следующие зависимости:

,

,

,

,

,

,

,

где – соответственно вязкость газа и конденсата; – объемный коэффициент конденсата; – сжимаемость газа; – соответственно содержание конденсата в газовой среде и отношение удельных весов конденсата в жидкой и газовой фазах в нормальных условиях; – относительная фазовая проницаемость соответственно для газовой и жидкой фазы. Погрешность между расчетными и экспериментальными значениями не превышает одного процента.

Как известно (3), аналитическая зависимость комплекса параметров для реального газа и газоконденсатной смеси при имеет вид:

(3)

для газоконденсатной смеси в условиях

. (4)

Здесь – абсолютная проницаемость; – действующая толщина пласта;

– растворимость газа в конденсате; – температурная поправка.

В предлагаемой работе, по данным вышеуказанных зависимостей физических свойств флюида и коллектора, с использованием формулы (1) (при ) при различных контурных давлениях и депрессиях устанавливаются значения комплекса параметров, и по известному способу устанавливается зависимость Далее, используя полученные значения для дебитов при различных депрессиях, по методике проводится обработка и устанавливаются значения коэффициентов и (см.рис.2).

Рис. 2. Индикаторная кривая в координатах

Тогда выражение комплекса параметров и зависимости от депрессии будет иметь следующий вид:

. (5)

Сравнивая значения комплекса параметров, определяемых соответственно по формуле (5) и по формуле (3), при изменении контурного давления в интервале МПа и депрессии до 12,0 МПа можно убедиться, что расхождения между их значениями не превышают двух процентов (табл.1).

Таблица 1

Сопоставление значений функции комплекса параметров, вычисленных по методике 3 ипо формуле (2)

Р,

МПа

Погр.,

%

Погр.,

%

1

2

3

4

5

6

7

1

8025.69

8032.42

0.08

8474.65

8479.82

0.06

2

8112.79

8124.79

0.15

8568.10

8577.33

0.11

3

8201.30

8217.16

0.19

8662.56

8674.84

0.14

4

8291.16

8309.53

0.22

8757.93

8772.36

0.16

5

8382.31

8401.89

0.23

8854.07

8869.87

0.18

6

8474.65

8494.26

0.23

8950.85

8967.38

0.18

7

8568.10

8586.63

0.22

9048.12

9064.89

0.19

8

8662.56

8679.00

0.19

9145.72

9162.41

0.18

9

8757.93

8771.36

0.15

9243.47

9259.92

0.18

10

8854.07

8863.73

0.11

9341.16

9357.43

0.17

11

8950.85

8956.10

0.06

9438.59

9454.94

0.17

12

9048.12

9048.47

0.00

9535.51

9552.45

0.18

1

8950.85

8957.07

0.07

9438.59

9449.83

0.12

2

9048.12

9060.07

0.13

9535.51

9558.50

0.24

3

9145.72

9163.07

0.19

9631.67

9667.16

0.37

4

9243.47

9266.07

0.24

9726.79

9775.83

0.50

5

9341.16

9369.07

0.30

9820.57

9884.50

0.65

6

9438.59

9472.07

0.35

9912.68

9993.16

0.81

7

9535.51

9575.07

0.41

10002.77

10101.83

0.99

8

9631.67

9678.07

0.48

10090.47

10210.50

1.19

9

9726.79

9781.07

0.56

10175.36

10319.16

1.41

10

9820.57

9884.07

0.65

10257.01

10427.83

1.67

11

9912.68

9987.07

0.75

10334.96

10536.50

1.95

12

10002.77

10090.07

0.87

10408.70

10645.16

2.27

Все вышеуказанное свидетельствует о том, что в практических расчетах изменениями коэффициентов можно пренебречь, т. е. можно считать их постоянными величинами, не изменяющимися в процессе разработки.

А теперь в такой же последовательности, как это была рассмотрено для газовых и газоконденсатных залежей при , покажем, что коэффициенты практически не изменяются за весь период процесса разработки, т. е. не только при однофазной, но и при двухфазной фильтрации.

На рис.3 проведена обработка данных по методике4, 5, из которого для коэффициента можно получить следующие значения:

Рис. 3. Индикаторные кривые в координатах: 1 — 2 —

Зависимость комплекса параметров от депрессии для данного случая принимает вид:

. (6)

На табл. 2 показаны как фактические значения, установленные по формуле (4), так и расчетные значения по формуле (6) комплекса параметров. Так же, как для однофазной фильтрации, расхождения между ними незначительны и в целом не превышают 3 %.

Таблица 2

Сопоставление значений функции комплекса параметров, вычисленных по методике 3 ипо формуле (2)

Р,

МПа

Погр.,

%

Погр.,

%

Рк= 70 МПа,

Рк= 70 МПа

1

7183,45

7185,26

0,03

7316,58

7251,98

-0,88

2

6813,35

6810,43

-0,04

6939,00

6873,67

-0,94

3

6476,81

6464,24

-0,19

6600,71

6524,27

-1,16

4

6171,42

6146,71

-0,40

6296,53

6203,79

-1,47

5

5894,40

5857,83

-0,62

6021,92

5912,22

-1,82

6

5642,93

5597,59

-0,80

5772,93

5649,57

-2.14

7

5414,26

5366,01

-0,89

5546,15

5415,84

-2,35

8

5205,84

5163,07

-0,82

5338,63

5211.02

-2.39

9

5015,32

4988,79

-0,53

5147,81

5035,12

-2,19

10

4840,58

4843,15

0,05

4971,50

4888,13

-1,68

11

4679,72

4726,17

0,99

4807,78

4770,06

-0,78

12

4531,03

4637,83

2,36

4655,00

4680,90

0.56

Рк= 60 МПа,

Рк= 55 МПа

1

7497,83

7394,45

-1,38

7705,94

7589.15

-1,52

2

7114,46

7008,71

-1,49

7311,31

7193,25

-1,61

3

6771,63

6652,45

-1,76

6957,12

6827,60

-1,86

4

6463,13

6325,67

-2,13

6636,89

6492,22

-2,18

5

6183,81

6028,37

-2,51

6345,36

6187,10

-2,49

6

5929,40

5760,56

-2,85

6078,21

5912,24

-2,73

7

5696,32

5522,24

-3,06

5831.92

5667.63

-2,82

8

5481,56

5313,39

-3.07

5603,55

5453,29

-2,68

9

5282,57

5134,03

-2,81

5390,67

5269,21

-2,25

10

5097,22

4984.16

-2,22

5191.26

5115,39

-1,46

11

4923,69

4863,77

-1,22

5003,63

4991,83

-0,24

12

4760,42

4772,86

0,26

4826,38

4898,52

1.49

Обобщая вышеизложенное, можно сказать, что в данной работе для обоснования применимости указанной методики, как при однофазной, так и для двухфазной фильтрации были проведены расчеты, которые подтвердили постоянство коэффициентов , что позволяет осуществлять прогнозирование коэффициента продуктивности по формулам (1) и (2) при любом значении пластового давления.

Литература:

  1. Абасов М. Т., Азимов Э. Х., Гасанов И. Р. Методика прогнозирования изменения коэффициента продуктивности газовых и газоконденсатных скважин по данным их исследований при установившихся режимах. — Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. ВНИИОЭНГ, М., 1990, книга 2, с.37–46.
  2. Азимов Э. Х., Алиев Н. Ш., Гасанов И. Р. Об одной возможности прогноза изменения коэффициента продуктивности скважин в процессе разработки залежи. Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 1991. — № 4, с.32–36.
  3. Абасов М. Т., Оруджалиев Ф. Г. Газогидродинамика и разработка газоконденсатных месторождений, — М.: Недра,1989, 262 с.
  4. Временное руководство по гидрогазодинамическим методам изучения фильтрационных свойств залежей нефти и газа, характеризующимися высокими пластовыми давлениями. /М. Т. Абасов., Э. Х. Азимов., М. К. Абдуллаев и др. Баку: Элм, 1978. –128 с.
  5. Азимов Э. Х. Общая методика интерпретации результатов гидрогазодинамических исследований скважин при установившихся режимах. –Баку, 1986. — 30 с. — Рукопись представлена ИПГНГМ АН Азербайджана. Деп. в ВИНИТИ. — 08.07.86. –№ 4958. –В86. — 30 с.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle