Методика расчета времени прорыва подошвенной воды к забою несовершенной скважины с учетом фазовых проницаемостей Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

М.и. забоева, Тюменский государственный нефтегазовый университет, Е.н. тимшин, Начальник отдела разработки и промысловой геофизики УГРиЛМ ОАО «Севернефтегазпром»

методика расчета времени прорыва подошвенной воды к забою несовершенной скважины с учетом фазовых проницаемостей

Как показали анализы расчетов для однородных пластов, предельные безводные дебиты практически очень малы. Превышение последних ведёт к быстрому прорыву подошвенной воды к забоям добывающих скважин. В неоднородных пластах с высокой анизотропией безводные периоды могут быть длительными. Расчетные результаты по определению безводного периода не всегда согласуются с фактическими.

Чтобы привести в соответствие расчетные и фактические результаты, очевидно, в решениях необходимо учитывать не только различие в вязкостях и плотностях движущихся жидкостей, но и неоднородность пласта, фазовые проницаемости и капиллярные силы. Рассмотрим подробно алгоритм расчета времени прорыва подошвенной воды к забоям газовых скважин, работающих с дебитом, превышающим предельный безводный [1].

1) Определяем параметр размещения скважины для пространственной зоны

ро~ аф , где

(1)

рк:

tK

где Rк - радиус контура питания, м, 2) Определяем комплексный параметр, учитывающий коэффициенты вязкости газа и воды и фазовые проницаемости

К=

■кв*К)

_ к*ы

kr*(o0) т kr*(o0) '

(3)

К0 - радиус зоны пространственного притока, м, с учетом двухзонной схемы притока [1,2], принятой в наших расчетах, К0=Ь|эф, х* - коэффициент анизотропии (для сеноманских газовых залежей можно принять равным 5); ||эф - эффективная газонасыщенная толщина пласта, м.

Определяем безразмерный параметр Рк [1].

Чк

(2)

кв*=(°|^ф)3'5 при 0,8^0;

'эф

кв*=0 при 0,2^„»0; Оф-0

(4)

при 0Д»ав»1; кг*=0 при 0,1^в»0;

(5)

К*Ы= (

Оп-0,1 ч3-5

0,9

) • [1+3-(1-о0)]. (6)

3) Определяем потенциальный дебит скважины с учетом фазовых проницаемостей

где кв*(оф) - относительная фазовая проницаемость по воде на фронте вытеснения, д.ед.; кг*(аф) - относительная фазовая проницаемость по газу на фронте вытеснения, д.ед; кг*(ст0) - относительная фазовая проницаемость по газу при остаточной водонасыщенности о„ , д.ед;

- вязкость воды в пластовых условиях, Па.с; щ. - вязкость газа в пластовых условиях, Па.с; рв - плотность воды, кг/ м3; Оф - насыщенность водой на фронте вытеснения, д.ед.

Относительные фазовые проницаемости определяются по известным формулам Чэнь Чжун-сяна [3].

Qo=

2-тг-к-(рв-рг)-И2Эф-д

'■•^^ЧНвТг/-" Эф I

'/ür + Ä)\

[ч. кДоф)] ,

(7)

где к - абсолютная проницаемость, д=9,81 - ускорение свободного падения, м/с2.

4) Определяем относительный безразмерный дебит

0.

ч=

■*факт

Qo

(8)

где Qфакт - фактический дебит газовой скважины, м3/с; 00 - потенциальный дебит, расчитанный по формуле (7), м3/с.

5) Определяем параметр А

А=

1-Kh KT

6) Определяем параметр D D=q(lnh^+S)+1 ,

' г

(9)

(10)

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 5 \\ май \ 2010

где гс - радиус скважины по долоту, м; S=С1+С0 - суммарное добавочное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по степени и по характеру вскрытия. 7) Расчитываем безразмерное время прорыва воды

м(И-1)+(А+в).т(^)1 . (11)

Тп=

8) Рассчитываем размерное время прорыва воды

т0-ш-цг-(К-1)Иэф

Тп=

к-кг*Ы-(Рв-Рг)-д-£'

(12)

В результате расчета по формулам (1)-(12) получаем время в секундах, по прошествии которого конус подошвенной воды подтянется к нижним отверстиям перфорации и произойдёт обводнение добывающей газовой скважины. Рассмотрим адекватность методики на примере скважины Южно - Русского НГКМ № 304, на которых фактический дебит превышает предельный безводный почти в два раза. Исходные данные. Скважина № 304: Rk = 1000, 750, 500 м - условный контур питания для системы скважин принима-

ется по разбуренному месторождению;

= 61,62 м; ^ерф = 36,9 м; Qпред = 320,44 тыс. м3/сут; Qфакт = 681 тыс. м3/сут. х*=5; | = Иэф = 61,62 м - радиус зоны пространственного притока; рв = 1010 кг/м3; рг = 50,1 кг/м3 - в пластовых условиях; цв = 1.10-3 Па.с; цг = 0,0163986.10-3 Па.с; о0 = 0,2 - содержание погребенной воды; т = 0,3 - коэффициент пористости; гс = 0,12 м; 2г0 = 0,0127 - диаметр перфорационного отверстия; 1„ = 0,07 м - длина перфорационного канала; п = 10 м-1 - плотность перфорации; Сск = 6,8; С/СР = 0 - процесс изотермический; Тс = 2930К; Тпл = 3030К.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА:

• Для пространственной зоны параметр размещения:

1 1

Ро=Г5=0,2;

• по таблице 8.1 [1] находим функцию У(Р0,Ь0=У(0,2;0,6)=0,124;

• по известной формуле (11.21) [1] определяем добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные относительным вскрытием пласта

1 ' гс И \0,6 /

т 61,62 0,124 , 0,12 0,6

• по формуле 8.81 [1] определяем добавочное фильтрационное сопротивление, обусловленное перфорацией С0

10-0,07

1п^-^1п(2Лг0п)

Ц) ПЧ)

1п(3,14-0,0127-10)

=0,6

1п

4-0,12 0,7

;

• суммарное добавочное сопротивление составляет

Б=С1+С0+Сск=3,954+13,583+6,8=24,337;

• определяем безразмерный параметр Рк [3].

Кк 1000 , 1,62=3'246;

• по таблице 6.1 [4] определяем насыщенность породы газом на фронте вытеснения оф = 0,17.

• для определения относительных фазовых проницаемостей используем эмпирические формулы Чень Чжун-Сяна, приведенные в монографии [63]:

0,8-0* 35 0,8-0,17 3 5 кв*К)=(^) =0,433;

кг*(аф)=(°^)3'-[1+3.(1-аф)]=

,0,17-0,1 35 г -(-ад—) •[1+3-(1-0,17)]=4,579-10Л-

кг*К)=(0о009Д )3 5-[1+3-(1-а0)]= 0,2-0,1 35

•[1+3-(1-0,2)]=15,546-10Л-

определяем параметр К: —«кв*(о ) 0,01639861-Ю"3

К=

кг*(°ф)

МО"3

0,433

кг*(с0) кг*(о0) 15,546-Ю"4 4,579-Ю"4

+15дар=4'8б19;

• определяем параметр Q0, имеющий размерность дебита:

_2-71-к-(рв-рг)-Н2зф-д_2-0,19-10-12-3,14-

0= Кк«|, =

•(1010-50,1)-61,622-9,81-0,864-Ю5

/0,01639861-Ю"3 4,579-Ю"4\ ^С'10 ; 1 1-1-10-3

_ 1

Р К1

1

3,24б2

(И+(А+0)-1п^) = (0,6-1)+(-0,496+97,584)-1п

/97,584-(-0,496)\ \ 97,584-1 /

;

• находим время безводного периода работы скважины:

1. =т0-т-цг-(К-1)(Изф) =

° к-кв*(оф).(рв-рг)-д-^

ГВ

0,104-0,3-(4,8619-1)-(61,62)-Ю3 ~0,19-10"12-0,433-960-9,81-0,864-Ю5=

0,104-71,391-Ю"3 = 669,415-107 =Па9сУТ.

Аналогичный расчет по определению безводного периода произведем для радиуса контура питания Rк= 750м:

• определяем безразмерный параметр Рк [3].

750

;

рк2 зс*Иэф 5-61,62" • определяем безразмерное время:

(И-1)+(А+0)-1п(^) = (0,6-1)+(-0,496+97,584)-1п

_ 1

Р К2

1

: 2,4342

/97,584-(-0,496)У ^ 97,584-1 )

=0,168-1,0992=0,186;

\ 1-Ю"3 ' 0,433

• определяем безразмерный дебит скважины:

Оф^ 681-Ю3 4 О0 211,2-103

• определяем безразмерный параметр А:

д 1-КИ 1-4,8619-0,6 , оо/ п /пс А=КТ= 4,8619-1 =3,224-0,496;

• определяем безразмерный параметр 0=Ч(1пЧ5)-1=3,224-(1п^+24,337)--1=97,584;

• расчитываем безразмерное время:

• определяем параметр

т0-т-цг-(К-1)(Иэф)

1„=

к-кв*(оф)-(рв-рг)-д

х°=р\

1

: 1,6632

_ /97,584-(-0,496)\ '1П\ 97,584-1 I

0,186-0,3-(4,8619-1)-(61,62)-Ю3 = 0,19-10"12-0,433-960-9,81-0,864-Ю5 =

0,186-71,391-103 = 669,415-Ю"7 =19Л8СУТ.

Аналогичный расчет по определению безводного периода произведем для радиуса контура питания Rк= 500м:

• определяем безразмерный параметр Рк [3].

^ 500

• определяем безразмерное время: (Н-1)+(А+0)-1п(^) =

(0,6-1)+(-0,496+97,584)-1п

• определяем параметр

3-т-цг-(К-1)(Изф) _

° к-кв*(аф)-(рв-рг)-д-^

Н-в

0,397-0,3-(4,8619-1)-(61,62)-Ю3

~0,19-10"12-0,433-960-9,81-0,864-105~

0,397-71,391-Ю"3 = 669,415-Ю"7 =423'4СУТ.

Результаты расчетов, проведенные по скважине № 304, показывают, что при двукратном превышении фактического дебита над предельным безводным, конус подошвенной воды будет, безусловно, подтягиваться и примерно через год достигнет нижних перфорационных отверстий при радиусе контура питания равном 500 м.

Таким образом, разработана методика расчета времени обводнения добывающих газовых скважин с учетом фазовых проницаемостей и массовых сил. Стоит отметить, что расчетные формулы, описанные в [1] получены для расчета времени прорыва воды к забоям добывающих нефтяных скважин. Однако, некоторые изменения, внесенные в аналитические зависимости, позволили их применять для газовых скважин. Разработанную методику можно применять при расчете времени прорыва подошвенной воды для сеноманских газовых залежей с активной подошвенной водой. При этом достоверность расчетов позволяет использовать их при проектировании систем разработки месторождений, подобных Южно - Русскому НГКМ, а также в процессе эксплуатации месторождения при обосновании технологических режимов эксплуатации газовых скважин.

=0,362-1,0992=0,397 ;

Литература:

1. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. / Особенности разработки нефтегазовых месторождений // Тюмень: ООО «НИПИКБС-Т». - 2001. - с. 482

2. Матусевич Н.С. Исследование и двухзонное моделирование притока жидкости к горизонтальным стволам в пласте с прямолинейным контуром питания// Автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - с. 24

3. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. - с. 396

4. Телков А.П., Грачев С.И. /Гидромеханика пласта

применительно к прикладным задачам разработки

нефтяных и газовых месторождений // Тюмень:

ТюмГНГУ. - 2009. - с. 240

Ключевые слова: конусообразование, фазовые

проницаемости, прорыв подошвенной воды

выст вки

МУК

mvk.ru

IX Международный Форум

И И И. Р С V Е X Р 0. НИ

Генеральные информационные спонсоры: Информационная оодцержка:

ЕМЖЫ ОБОРШМЯПЕ

«ГвгТСГЛ»

, Ж Щ ^ I

ТЕЛ./ФАКС: (435) 925-34-82. Е МАИ: [email protected]

Контакты дирекции Форума

■и И№1 ВСРШиы

Организаторы Форума:

При поддержке;

ЗАО МВК»

Рвссикская Асспцилщш проиаи идите пей насосов

Аиоцнация ичпренеа^щииА и пневматякпя Научхй-Промышлсниая Ассоциаций Арматурпгтроитслеи

Министерства прпи>.1лпЕ1м|зо1Н иторгами РФ Лрлпитсльпте!:: Маскв11| Московской Торгово-промышленной лалэты СЕ1В

Еигоротр