Математическая модель определения дебита скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Кафедра Технологические машины и оборудования

Каршинский инженерно-экономический институт

Математическая модель определения дебита скважин

Салохиддинов Ф.А., старший преподаватель

Самадов А.Х., ассистент кафедры

Зуваитов М.Г., магистрант

Норбоев С.С., магистрант

Аннотация

В статье приведено, как депрессивные изменения в эксплуатации скважин влияют на коэффицента продуктивности скважин, и описываются факторы, снижающие продуктивность, и способы их снижения.

Для получения более точной определения коэффицента продуктивности скважин, было предложена математическая обработка результатов газогидродинамических исследование.

А также, по результатам газогидродинамических исследование нефтегазовых скважин, приведены выводы и предложения по повышению эффективности эксплуатации скважин.

Ключевые слова: депрессии на пласт, коэффицент продуктивности скважин, газодинамические исследование, фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства.

Annotation

Анализ результатов газодинамических исследований и поведение кривых зависимостей К и Qг от АР для скважин месторождений Северный Нишан, Бешкент, Камаши показывает, что по большинству исследованных интервалов, начиная с некоторого значения депрессии на пласт происходит снижение темпа роста коэффициента продуктивности и дебита. Эти снижения объясняются изменением напряженного состояния и изменением фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов.

Однако, не исключается вероятность того, что она может быть вызвана выпадением водного и углеводородного конденсата в призабойной зоне, а также увеличением скорости движения газа и вследствии этого увеличением потерь давления, вызванными инерционными силами, возникающими за счет извилистости поровых каналов, резкой неоднородностью коллекторов по площади, обуславливающей ограниченную область дренирования. В связи с этим были проведены расчеты по определению минимального дебита обеспечивающего установившийся вынос жидкости из скважин и максимального дебита при которых возможны проявления инерционных сил, величина которых для геолого-физических условий месторождений Северный Нишан, Бешкент и Камаши составили 150 и 1500 тыс.м³ в сутки соответственно. В целях повышения достоверности полученных результатов газогидродинамических исследований, при которых дебиты скважин оказались менее 150 и более 1500 тыс. м³ в сутки были исключены из дальнейшего анализа. Это позволит исключить влияние выпадения водного и углеводородного конденсата в призабойной зоне и потери давления вследствии проявления инерционных сил на снижение коэффициента продуктивности скважин, что позволит определить величину снижения коэффициента продуктивности только за счет деформации коллектора.

Газогидродинамические исследования скважин методом установившихся отборов отвечающих этим требованиям на анализируемых месторождениях оказалось - 16. Из которой видно, что в процессе исследования скважин депрессии на пласт (от 1,46 до 46,75 МПа) и коэффициенты продуктивности скважин (от 4,73 до 247,83 тыс.м³/сут/МПа) изменялись в очень широких пределах.

Математическая обработка зависимостей продуктивности от депрессии на пласт показала, что они достаточно хорошо могут быть описаны следующими распределениями:

- моделью Хойерла, с коэффициентами корреляции от 0,78 до 0,99, в виде

математический дебит скважина продуктивность

- моделью Вейбула, с коэффициентом корреляции от 0,88 до 0,99, в виде

При ДР=0 величина продуктивности также должна быть равна нулю К=0, поэтому зависимости (2) и (3) не имеют физического смысла, т.к. при депрессии равна нулю имеем величину продуктивности скважин. Поэтому для практических целей рекомендуется пользоваться моделью Хойерла, хотя коэффициенты корреляции по данной зависимости чуть ниже чем по другим зависимостям. По результатам расчета (подбора) максимальной продуктивности скважин по модели Хойерла, показывает, что во многих режимах исследования депрессия на пласт при которой достигается, максимальная продуктивность оказалась пропущенной. Это привело к потере дебита скважин, в некоторых случаях, достигающих более 40 %. Полученную зависимость (1) можно использовать для практических целей для подбора депрессии на пласт обеспечивающей максимальную продуктивность скважины.

Снижение коэффициента продуктивности скважин за счет деформации (изменения фильтрационно-емкостных свойств) коллектора определяется с использованием основной закономерности снижения коэффициента продуктивности (используемой ранее для определения снижения коэффициента продуктивности по нефти) представленной в следующем виде:

где, Птах - максимальный коэффициент продуктивности при давлении Рнач, которое выше бокового горного давления; Птек - текущий коэффициент продуктивности при давлении Ртек, которое ниже бокового горного давления;

ag - показатель снижения коэффициента продуктивности за счет деформации коллектора.

Как по результатам расчета величина показателя снижения коэффициента продуктивности для скважин месторождений Северный Нишан, Бешкент и Камаши изменяется довольно в широких пределах. Например, определяемая значения для исследованных скважин месторождения Северный Нишан изменяется от 0,0013 до 0,0045 1/МПа, для месторождения Бешкент от 0,0074 до 0,0318 1/МПа, а для месторождения Камаши от 0,0027 до 0,0475 1/МПа.

Одной из причин, обусловивших разброс расчетных значений, является большое разнообразие генетических типов известняков и их петроразновидностей: биогенный + биохемогенный (комковато-сгустковый, микрокомковатый, водорослевый, детритусово-водорослевый); обломочный (обломочный, водорослево-обломочный, комковато-детритусовый); хемогенный (афанитовый, тонкозернистый, детритусово-афанитовый, комковато-афанитовый).

К аналогичным результатам, которыми проведены экспериментальные исследования влияния пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов. Анализ реакции поровых коллекторов данных месторождениях на изменение их напряженно-деформированного состояния при снижении начального пластового давления в залежи показал индивидуальность изменений изученных емкостных и фильтрационных параметров на всем исследованном в экспериментах диапазоне пористости и водопроницаемости. Причиной разброса экспериментальных точек является большое разнообразие изученных литологических разновидностей известняков. А также, что широкий спектр структурно-литологических особенностей пород предопределяет разнообразие в изменении фильтрационно-емкостных свойств при снижении давления пластовых флюидов в них. Кроме того, у каждого месторождения есть свои специфические особенности - разная степень вторичных преобразований, деформаций, трещиноватости, процессов выщелачивания и кальцитизации.

В приведённых залежах исследованы особенности изменений пористости и проницаемости пород коллекторов нефти и газа в зависимости от эффективного давления, под которыми понималась разница между горным и поровым давлением. Ими установлена, что общим для пористости и проницаемости является интенсивность изменения этих параметров от их начальных свойств - с улучшением коллекторских свойств относительное уменьшение увеличивается. При этом индивидуальность изменения проницаемости в зависимости от ее начальной величины и литологических особенностей пород проявляется сильнее, чем для пористости. Установленные экспериментальные зависимости изменения проницаемости от эффективного давления еще раз подтвердили, что изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в пластовых условиях у пород различного литологического состава значительно различаются.

В связи с тем, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов определяет коэффициент продуктивности скважин.

Литература

1. Лапердин А.Н., Юшков А.Ю. Возможности оценки потенциальной продуктивности газодобывающих скважин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -Москва, 2000. - №2. - с. 34-39.

2. Мордвинов В.А., Пономарев И.Н. К оценке состояния около скважинной зоны пласта и коэффициента продуктивности скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2002. -№ 11. - С.26-30.

3. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989. - 334 с.

Размещено на Allbest.ru