Авторы: Гасанов Ильяс Раван оглы, Таирова Севиль Акиф гызы, Гасанов Рауф Ильяс оглы

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №26 (130) декабрь 2016 г.

Дата публикации: 04.12.2016

Статья просмотрена: 15 раз

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. — С. 20-25.



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.
Основные термины (генерируются автоматически): коэффициента продуктивности, комплекса параметров, изменения коэффициента продуктивности, обоснования применимости указанной, применимости указанной методики, коэффициента продуктивности скважин, прогноза изменения коэффициента, коэффициента продуктивности газовых, прогнозирование коэффициента продуктивности, двухфазной фильтрации, пластового давления, газоконденсатных месторождений, значения комплекса параметров, физических свойств флюида, функции комплекса параметров, коэффициента продуктивности скважины, 3 ипо формуле, значений функции комплекса, снижения пластового давления, газоконденсатных скважин.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос