Научный журнал
Успехи современного естествознания
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,823

МЕТОД ОБОСНОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ

Романенков А.В. 1 Синцов И.А. 1 Полякова Н.С. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
К стационарным исследованиям относят метод установившихся отборов, суть которого заключается в построении индикаторных кривых – зависимости между дебитом скважины и разностью квадратов пластового и забойного давлений для различных установившихся режимов работы скважины. На начальном этапе разработки важное значение имеет оценка коэффициентов фильтрационных сопротивлений, поскольку они определяют продуктивные характеристики пластов. При использовании метода «средней» скважины при проектировании коэффициенты фильтрационного сопротивления принимаются как средневзвешенные по дебиту. Возникает ситуация, когда некачественное исследование по скважине с высоким дебитом имеет больший вес по сравнению с качественным исследованием, но проведенным в скважине с более низкими продуктивными характеристиками. Разработан новый метод осреднения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газовых и газоконденсатных скважин, основанный на определении коэффициента достоверности. Новый метод осреднения апробирован на данных гидродинамических исследований нефтегазоконденсатного месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа и показал хорошие результаты.
индикаторная диаграмма
газовая скважина
коэффициенты фильтрационных сопротивлений
коэффициент достоверности
конденсат
1. Басниев, К.С. Интерпретация газогидродинамических исследований горизонтальных скважин в деформируемых пластах // Известия Вузов. Нефть и газ. – 2003. – № 2. – С. 38–43.
2. Гриценко, А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов, под ред. Е.Н. Иванкина. – М.: Наука, 1995. – 523 с.
3. Карнаухов, М.Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин: Справочник инженера по исследованию скважин / М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова – М.: Инфра-Инженерия, 2010. – 432 с.
4. Синцов И.А. Гидродинамические исследования в многозабойных скважинах с горизонтальными стволами // Территория Нефтегаз. – 2012. – № 3. – С. 64–69.
5. Эрлагер Р. Испытание скважин: достижения: пер. с англ.; под ред. А.В. Щебетова. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 469 с.

Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных скважин подразделяются на стационарные и нестационарные. К стационарным исследованиям относят метод установившихся отборов, суть которого заключается в построении индикаторных кривых – зависимости между дебитом скважины и разностью квадратов пластового и забойного давлений для различных установившихся режимов работы скважины [1–5]. Метод позволяет определять коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твёрдых и жидких частиц с забоя скважины; устанавливать технологические режимы эксплуатации скважины и др. На форму индикаторной кривой влияют неполная стабилизация пластового и забойного давлений, очищение или накопление на забое и в призабойной зоне скважины жидкости и твёрдых частиц, образование гидратов и др.

При исследовании низкопродуктивных скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита используют модифицированные варианты метода установившихся отборов (изохронный, экспресс-методы), позволяющие значительно сократить продолжительность испытания.

Перед исследованием скважины методом установившихся отборов необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по данной скважине и месторождению. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы испытания скважины.

Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму – прямой ход. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного устьевого давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется какой-то столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму, что приводит к сильному искажению индикаторной линии.

На начальном этапе разработки важное значение имеет оценка коэффициентов фильтрационных сопротивлений a и b, поскольку они определяют продуктивные характеристики пластов, а значит, и дальнейшую стратегию бурения и разработки месторождения.

При использовании метода «средней» скважины при проектировании коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b принимаются как средневзвешенные по дебиту, т.е. рассчитываются по формулам

pomanen01.wmf (1)

pomanen02.wmf (2)

где ai – i-й коэффициент фильтрационного сопротивления а, атм2/(тыс. м3/сут); bi – i-й коэффициент фильтрационного сопротивления b, атм2/(тыс. м3/сут)2; Qi – i-е значение дебита скважины, тыс. м3/сут.

Дебит определяется по формуле

pomanen03.wmf (3)

При таком подходе учитываются все исследования методом установившихся отборов, за исключением отбракованных, однако четких критериев отбраковки не существует. По принятым к рассмотрению исследованиям определяется средневзвешенное по дебиту значение. Однако дебит не является критерием достоверности исследования. Возникает ситуация, когда некачественное исследование по скважине с высоким дебитом имеет больший вес по сравнению с качественным исследованием, но проведенным в скважине с более низкими продуктивными характеристиками. Под качеством исследования подразумевается не только соблюдение технологии его проведения, но и целый комплекс факторов, влияющих на возможность достоверной интерпретации. Например, в стволах газоконденсатных скважин возникают нестационарные процессы конденсации углеводородов, что не позволяет достоверно определить дебиты пластового газа. Такая же ситуация может возникнуть и при наличии на забое воды или технических жидкостей. Возможно влияние негерметичности муфтовых соединений и эксплуатационной колонны, возникновение турбулентных течений при больших дебитах.

В таких случаях при построении зависимости разности квадратов пластового и забойного давления от дебита аппроксимирующая кривая не пересекает нулевое значение графика, то есть возникает парадокс, когда при нулевой депрессии дебит скважины не равен нулю. Для устранения этого противоречия вводится поправочный коэффициент С, численно равный смещению графика от нулевого значения по оси ординат (разность квадратов пластового и забойного давлений). Таким образом, коэффициент С является условным показателем качества проведенного исследования, поскольку чем меньше данный коэффициент, тем меньше факторов влияет на зависимость, по которой определяются коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

В данной работе предлагается метод осреднения коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b с учётом коэффициента достоверности σ. На основе большого количества интерпретированных исследований в табл. 1 предложено распределение коэффициента достоверности σ в соответствии с коэффициентом С. Такой подход объясняется тем, что чем выше коэффициент С, тем меньшей достоверностью обладают результаты гидродинамических исследований. Таким образом, на первом этапе при интерпретации индикаторных диаграмм необходимо составить таблицу с указанием всех трех коэффициентов – a, b, C. Затем в соответствии с таблицей выбирается коэффициент достоверности для каждого исследования.

Таблица 1

Распределение коэффициента достоверности σ в соответствии с коэффициентом С

C, атм2

0–10

10–50

50–100

100–500

500–1000

1000–10000

10000–50000

50000–100000

> 100000

σ

1

0,875

0,75

0,625

0,5

0,375

0,25

0,125

0

Дальнейшее осреднение коэффициентов фильтрационных сопротивлений необходимо осреднять уже с учетом коэффициента достоверности по формулам

pomanen04.wmf (4)

pomanen05.wmf (5)

где σ – коэффициент достоверности, д. ед.

Рассмотрим возможность использования метода на примере эксплуатирующегося нефтегазоконденсатного месторождения ЯНАО. В табл. 2 представлены результаты интерпретации ГДИ на стационарных режимах на месторождении за 2013 год.

Из таблицы видно, что значения коэффициента С находятся в очень широком диапазоне – от 201,77 до 159328 атм2. В последнем столбце присвоены значения коэффициента достоверности в соответствии с коэффициентом С.

При расчете по методу средней скважины коэффициенты a и b равны соответственно 25,216 (атм)2/(тыс. м3/сут) и 0,04418 (атм)2/(тыс. м3/сут)2. Дебит такой скважины составит 168,3 тыс. м3/сут.

Воспользуемся предложенным методом и осредним коэффициенты фильтрационных сопротивлений с учетом коэффициента достоверности

a = 17,537 (атм)2/(тыс. м3/сут);

b = 0,06880 (атм)2/(тыс. м3/сут)2;

Q = 157,6 тыс. м3/сут.

В данном случае значение дебита приводится исключительно для комплексного сравнения коэффициентов фильтрационных сопротивлений, определенных по двум методам.

В 2014 году исследования проводились в меньшем количестве, при этом диапазон значений коэффициента С также сократился – от 136 до 7493 атм2. Результаты гидродинамических исследований за 2014 год приведены в табл. 3.

Средневзвешенные по дебиту коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b равны 11,244 (атм)2/(тыс. м3/сут) и 0,030231 (атм)2/(тыс. м3/сут)2 соответственно. Дебит равен 217,6 тыс. м3/сут. Таким образом, за год средневзвешенный коэффициент а уменьшился более, чем в два раза, что маловероятно на длительно эксплуатируемых залежах.

Таблица 2

Результаты интерпретации ГДИ на стационарных режимах на месторождении за 2013 год

Номер скважины

a

b

С

σ

(атм)2/(тыс. м3/сут)

(атм)2/(тыс. м3/сут)2

атм2

91

62,75

0,3171

21265

0,25

42

31,372

0,0115

1825,1

0,375

61

12,397

0,0281

18394

0,25

62

54,48

0,0423

159328

0

63

0,0343

0,0328

2607

0,375

71

5,6225

0,0155

2875,7

0,375

72

2,6586

0,0105

201,77

0,625

81

43,091

0,0275

2521,4

0,375

91

35,697

0,0263

4943,7

0,375

101

3,6996

0,0018

402,67

0,625

241

11,189

0,0114

779,18

0,5

244

2,9216

0,0047

2494

0,375

31

175,86

0,3668

29721

0,25

242

5,6755

0,0002

388,43

0,625

244

13,594

0,0121

427,42

0,625

Таблица 3

Результаты интерпретации ГДИ на стационарных режимах за 2014 год

Номер скважины

a

b

С

σ

(атм)2/(тыс. м3/сут)

(атм)2/(тыс. м3/сут)2

атм2

71

5,6238

0,0313

5559,7

0,375

81

7,707

0,0535

7493,1

0,375

84

6,8713

0,0178

167,27

0,625

91

65,48

0,1332

136,22

0,625

101

2,0227

0,0066

953,76

0,5

103

2,1946

0,0357

560,63

0,5

112

60,372

0,18

1542

0,375

243

7,8205

0,0043

3459,4

0,375

Таблица 4

Результаты интерпретации ГДИ на стационарных режимах

Средневзвешенные по дебиту

Средневзвешенные по дебиту с учетом коэффициента достоверности

a

b

Q

a

b

Q

(атм)2/(тыс. м3/сут)

(атм)2/(тыс. м3/сут)2

тыс. м3/сут

(атм)2/(тыс. м3/сут)

(атм)2/(тыс. м3/сут)2

тыс.м3/сут

2013 год

         

25,216

0,04418

168,3

17,537

0,06880

157,6

2014 год

         

11,244

0,03023

217,6

12,810

0,06887

164,4

При расчете по предложенному методу были получены следующие значения:

a = 12,810 (атм)2/(тыс. м3/сут);

b = 0,068877 (атм)2/(тыс. м3/сут)2;

Q = 164,4 тыс. м3/сут.

В табл. 4 представлено сравнение коэффициентов фильтрационного сопротивления, средневзвешенных по дебиту и осреднённых с учетом коэффициента достоверности. По предложенному методу коэффициент b в 2013–2014 гг. остался практически неизменным, что хорошо согласуется с опытом разработки длительно эксплуатируемых месторождений Западной Сибири, однако произошло уменьшение коэффициента а.

Для дополнительного подтверждения независимости полученных значений по двум методам построим зависимость между коэффициентом С и дебитом для рассмотренных ГДИ (рисунок).

pic_63.tif

Зависимость коэффициента С от дебита

На рисунке видно, что какая-либо связь между двумя этими параметрами отсутствует, а наибольшими коэффициентами С характеризуются исследования скважин с дебитами в диапазоне 200–300 тыс. м3/сут.

Выводы

1. Разработан новый метод осреднения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газовых и газоконденсатных скважин, основанный на использовании коэффициента достоверности.

2. Новый метод осреднения апробирован на данных гидродинамических исследований нефтегазоконденсатного месторождения ЯНАО и показал хорошие результаты.


Библиографическая ссылка

Романенков А.В., Синцов И.А., Полякова Н.С. МЕТОД ОБОСНОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 6. – С. 185-189;
URL: http://www.natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35990 (дата обращения: 22.04.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074