О выборе метода обработки КВД Текст научной статьи по специальности «Прочие технологии»

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 552.5:553.98.048

О ВЫБОРЕ МЕТОДА ОБРАБОТКИ КВД

Б.А. БОГАЧЕВ, И.И. ЦЕПЛЯЕВ, A.C. ЯГОВЦЕВ

В статье рассматривается случай часто встречающийся в нефтепромысловой практике, когда применяемый метод обработки кривых восстановления давления не соответствует способу возбуждения скважины.

На теоретическом примере показаны возможные при этом погрешности при определении параметров пласта и скважины. Рекомендуются некоторые методы обработки кривых восстановления давления, соответствующие выбранному способу возмущения скважины.

В нефтепромысловой практике при использовании данных исследования скважин, снятых при неустановившихся режимах фильтрации жидкости в пласте, нередко встречаются случаи, когда исследователь затрудняется в выборе метода обработки полученных замеров, либо использует привычную методику обработки, которая для данного случая может оказаться ошибочной.

Одним из авторов настоящей заметки в [1J была сделана попытка классифицировать способы возбуждения скважины и методы обработки снятых замеров значений, изменяющихся во времени функций, депрессий и притока жидкости. Но в цитируемой работе из бесконечно-возможного многообразия способов возбуждения скважины описаны только три случая: пуск скважины в работу после продолжительного простаивания; остановка скважины на устье после продолжительной работы на установившемся режиме; пуск скважины после простоя с помощью создания скачка депрессии на забое.

В настоящей работе остановимся на другом способе возбуждения скважины, который отсутствует в [1], но получил в последнее время на нефтедобывающих предприятиях Башкирии, Татарии |2] и у нас в Тюменской области довольно широкое распространение.

Глубинно-насосную скважину, оборудованную ШСНУ, продолжительное время работавшую на установившемся режиме (AP=const, Q=const), при закрытом затрубном пространстве на устье, останавливают. Одновременно с прекращением отбора жидкости из скважины, открывают задвижку на затрубном пространстве и стравливают давление газа до атмосферного. И только после этого начинают снимать замеры роста уровня жидкости в затрубье, а по ним вычислять дискретные значения функций притока и депрессии, изменяющиеся во времени - q(t) и AP(t). В дальнейшем ведут обработку полученных данных одним из приближенных методов (например: поправочного коэффициента и др.), начиная от начала замеров роста уровня жидкости в затрубье, отбрасывая значения изменения названных функций с момента остановки скважины.

В таком случае допускается одновременно две теоретические ошибки:

1. Функции, полученные по КВД, q(t) и AP(t), не монотонного характера обрабатываются методами, предназначенными для монотонных кривых;

2. Недопустимо отбрасываются начальные участки КВД, снятые от начала нарушения установившегося режима работы скважины до ее остановки.

С целью доказательства вышесказанного решим один теоретический пример.

Допустим, что в гипотетической скважине, оборудованной ШСНУ, работавшей на установившемся режиме, с закрытым затрубным пространством на устье, в какой-то момент был прекращен отбор жидкости с одновременным открытием задвижки на затрубье.

Пусть после остановки скважины дебит ее во времени, подчиняется закону:

q(t) = Q0*en, (1)

где: n=(b*t)-(c*t2); Q0 - дебит скважины до остановки, см'/с; t. - время, отсчитываемое от момента остановки скважины, с; b и с - постоянные коэффициенты, характеризующие темп изменения притока жидкости из пласта в скважину соответственно, си и с2.

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Используя решение И. А. Чарного и И. Д. Умрихина [3] получаем выражение:

АР(0 = [(/л-е")/А-л-k-h]-[Ln(A ■ тпр /у) + \q(t) • Л/(t -т)], (2)

о

В выражении (2) параметр n=(b*t)-(c*t2). Подставляя (1) в (2), получим аналитическое выражение для вычисления дискретных значений функции изменяющейся депрессии на забое гипотетической скважины после ее остановки:

ДР(0 = [(Q-¡и-e")f А-к-к-Щ-[Ln(A■ тЩК/у)+ J(/)], (3)

где: ш„р. = х/г2ор , с-1; у = 1.7810724... - постоянная Эйлера,

i

J(t)= \eMn,'c"2dulu, (4)

I

Разделив правую и левую части выражения (3) на q(t) и отложив расчетные точки в координатах y(t) = AP(t)/q(t) -J(t)}, получим прямую на плоскости, по тангенсу угла наклона которой (i=tga) к горизонтальной оси, находим параметр гидропроводности пласта:

k*h/n = 1/4*1, (5)

а по величине отсекаемого участка на вертикальной оси (А) продолжением построенной прямой находим параметр:

т„, = (еА/1)/4тх. (6)

Здесь же обработаны и монотонные участки кривых функций AP(t) и q(t) методом поправочного коэффициента, а расчетные точки отложены в координатах z(t) = [ДР0 -AP(t)]/[Q0 - q(tj] и Lnt (рис.1).

Для проведения расчетов были приняты для гипотетической скважины следующие параметры: Q=350.0 см'/с, АР0=9.1360197 кг/см2, k*h/n=50.0 (мкм2*см)/(с*мПа), шпр.= 1000 с1, Ь=1.5=и10 3 с1, с=10~6 с г.

Результаты расчетов для различных значений времени, прошедших после остановки гипотетической скважины, сведены в таблицу 1 и представлены на рисунке 1.

О 60 120 180

Параметр Jit)

Рис. 1. Зависимости гипотетической скважины

Известия Томского политехнического университета

Таблица 1. Расчетные точки и конечные вычисления параметров пласта и скважины

0(1), см3/с АР(1), кг/см2 Щ ДО, кг-с/см5 ад, кг-с/см5

метод обработки [3] метод поправочного коэффициента

1500 350.0 9.136019 2.6103.102 Г 8.68411 - -

1800 203.96189 5.998751 2.9411.10"® 10.76273 7.95542 2.14825.102

2100 99.27891 3.572230 3.5982.102 14.89115 7.649693 2.21912.102

2400 40.363792 2.066980 5.1209.102 24.45864 7,783224 2.28301,102

2700 13.707363 1.273890 9.2934,102 50.67114 7.901007 2.33791.102

3000 3.8881493 0.891376 2.2925.102 136.3280 8.006368 2.38208,102

3300 - - - - 8.101678 2.41579,10"2

3600 - - - - 8.188689 2,44110.102

Результат расчета т „г 1000.0, с' 3.32-10"2, с1

Результат расчета к-ь/м 50.0 (мкм2-м)/(е-мПа) 18.31 (мкмг-м)/(с-мПа)

Выводы

1. Из рисунка видно, что все расчетные точки, полученные методом [3] строго укладываются на прямую линию, а параметры пласта и скважины, вычисленные по I и А из (5) и (6) точно равны тем величинам, какие заложены в расчет (табл.1).

2. Обработка монотонных участков функций ДР(1;) и (без учета начальных) методом поправочного коэффициента располагает расчетные точки на кривой линии (рис. 1), а обработка их методом наименьших квадратов дает при определении параметров пласта и скважины значительные занижения гидропроводности и особенно параметра тпр. в сравнении с истинными значениями (табл. 1).

Рекомендации

1. При получении КВД немонотонного и монотонного характеров следует использовать при обработке опытных данных один из следующих трех методов в [3], [4] и [5]. Заметим, что метод [3] предпочтительнее, т. к. при той же точности расчетов, что и остальные, более прост в интерпретации опытных данных.

2. Следует отказаться от использования любых приближенных методов обработки КВД, соблазняясь их простотой, т. к. этими методами возможно обрабатывать только кривые монотонного характера и с заведомо большими погрешностями.

3. При любом характере КВД (монотонном или немонотонном), замеренные и вычисленные опытные функции АР(Г) и я(1) надлежит обрабатывать от начала нарушения установившегося режима работы скважины.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Богачев Б. А,, Каптелинин Н. Д., Медведев Ю. А. Известия ВУЗов, "Нефть и газ", № 3,1968.

2. Хисамов Р. С., Суллейманов Э. И., Фахруллин Р. Г., и др. "Гидродинамические исследования скважин (методы обработки результатов измерений)", Москва, ОАО ВНИИОЭНГ, 2000.

3. Чарный И. А., Умрихин И. Д. "Гидродинамические методы исследований скважин и пластов", "Недра", 1973.

4. Баренблатт Г. И. и др. Известия А. Н. СССР, ОТН, № 11,1957.

5. Чекалюк Э. Б. "Основы пъезометрии залежей нефти и газа", Киев, Гос. изд. тех. литературы, 1961,