Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ существующих методик исследования скважин 8
1.1 Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям 9
1.2 Исследование скважин при установившемся режиме фильтрации газа 12
1.2.1 Методы обработки результатов исследований 13
1.2.2 Особенности обработки результатов исследований скважин с учетом различных условий их эксплуатации 17
1.2.3 Исследование скважины на одном режиме 22
1.2.4 Исследование скважины с водопроявлениями 24
1.2.5 Исследование скважины, расположенной в кусте скважин 26 1.2.6. Исследование горизонтальных скважин 27 Выводы к главе 1 31
Глава 2. Анализ факторов влияющих на результаты исследований 32
2.1 Влияние погрешности измерительных приборов на результаты ГДИ 34
2.1.1. Влияние погрешности манометров на результаты ГДИ 34
2.1.2. Влияние погрешности термометров на результаты ГДИ 42
2.2 Влияние конструкции скважины на результаты исследований 45
2.3 Влияние методов обработки промысловых данных на результаты газодинамических исследований 48
2.4 Влияние способа вторичного вскрытия на продуктивность скважины 54
2.5 Влияние человеческого фактора на результаты газодинамических исследований 58
Выводы к главе 2 64
Глава 3. Анализ эффективности исследований скважин на установившихся режимах 65
3.1 Анализ газодинамических исследований в период постоянной добычи 67
3.1.1 Анализ изменения основных продуктивных характеристик в период постоянной добычи 69
3.1.2 Стабилизация режима при исследовании скважины на установившихся режимах 75
3.2 Анализ газодинамических исследований скважин в период падающей добычи 86
Выводы к главе 3 95
Глава 4 Совершенствование методов исследований скважин 97
4.1 Методика по исследованию скважин на установившихся режимах в период постоянной добычи 103
4.1.1 Повышение достоверности интерпретации газодинамических исследований 112
4.1.2 Методика приближённого определения пластового давления в период постоянной добычи по оперативным данным телеметрии 118
4.1.3 Методика прогнозирования результатов газодинамических исследований в период постоянной добычи 126
4.2 Методика исследований скважин на установившихся режимах в период падающей добычи 129
4.3 Методика исследований скважин работающих в режиме самозадавливания 135
4.4 Оптимизация количества исследований в период постоянной добычи 140
Выводы к главе 4 145
Основные выводы и рекомендации 146
Список литературы 148
- Особенности обработки результатов исследований скважин с учетом различных условий их эксплуатации
- Влияние человеческого фактора на результаты газодинамических исследований
- Стабилизация режима при исследовании скважины на установившихся режимах
- Методика приближённого определения пластового давления в период постоянной добычи по оперативным данным телеметрии
Введение к работе
Актуальность проблемы
Процесс разработки месторождений углеводородного сырья обычно происходит в условиях острого дефицита геолого-технологической информации и недостаточной ее достоверности. Эта проблема является общей для большинства месторождений, и связана она с дискретным характером поступающих данных. Её эффективное решение требует теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований.
Одним из основных инструментов для получения информации о состоянии объекта разработки являются методы газодинамических исследований скважин (ГДИС). Следовательно, от этих методов во многом зависит эффективность мероприятий по контролю и рациональной разработке месторождения.
Изучение и освоение сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири на разных стадиях разработки связаны с определёнными трудностями и требует как совершенствования методик исследования, так и способов интерпретации исходных данных, полученных во время исследований. Существующие нормативные документы по исследованию скважин не в полной мере отражают особенности определения газодинамических параметров пластов и скважин.
Таким образом, совершенствование методов ГДИС газовых залежей является весьма актуальной и перспективной задачей.
Цель работы
Совершенствование методов контроля за разработкой газовой залежи путем повышения достоверности газодинамического исследования скважины (ГДИС) газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.
Основные задачи исследований
-
Выявление, систематизация и анализ основных факторов, влияющих на эффективность контроля за разработкой газовых месторождений.
-
Определение степени влияния погрешностей измерительных приборов на эффективность (или рациональность) применения методов контроля за разработкой газовых месторождений.
-
Совершенствование методов контроля за разработкой газовых месторождений в период постоянной и падающей добычи.
4. Разработка методики оптимизации объема исследований скважин на газовых промыслах в период постоянной добычи для повышения эффективности контроля за разработкой залежи.
Объект и предмет исследования
Объектом исследований являются газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования - методы исследований скважин на установившихся режимах фильтрации.
Научная новизна
-
Разработана методика оптимизации времени работы скважины на режимах, позволяющая уточнить величину водного фактора в процессе газодинамических исследований.
-
Разработана методика оптимизации количества исследований с целью регулирования разработки, позволяющая сократить непроизводительные потери газа.
-
Оценена достоверность определения забойного давления по подвижному столбу газа в сеноманских газовых скважинах в процессе контроля и регулирования разработки месторождений.
-
На основе статистического анализа большого объема геолого-промысловой информации оценено влияние погрешности измерительных приборов и методов обработки полевого материала на конечные результаты газодинамических исследований скважин.
Основные положения, выносимые на защиту
-
Усовершенствованная методика исследований скважин, позволяющая достоверно определять водный фактор в процессе исследований скважин.
-
Алгоритм оптимизации объёма ГДИС в период постоянной добычи газа.
-
Совершенствования существующих методов исследований скважин и снижение влияния организационных, технологических и технических факторов на результат исследований.
Практическая ценность и реализация работы
В основу работы положены авторские исследования и инновации, реализация которых в течение последних лет ведётся на следующих месторождениях: За-
полярное, Самбургское, Береговое и Медвежье. Предложены методики исследований скважин на разных этапах разработки газовых месторождений. По авторским методикам оценка продуктивности скважин показала достоверные результаты и определила возможность надежного прогноза изменения фильтрационных характеристик во времени.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследований включает разработку методик ГДИС, их интерпретации и алгоритма оптимизации количества исследований.
Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на: 5-ой научно-практической конференции ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (г.Оренбург, 2011г.); Международной конференции молодых специалистов проектных организаций ОАО «Газпром» «Инновационные решения в области добычи, транспорта и переработки газа и газового конденсата» (г. Донецк, 2011г.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика А.А. Трофимука (г. Новосибирск, 2011г.); заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром» (г. Москва, 2010-2013 гг.); на научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым» (г. Тюмень, 2010-2013 гг.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской
Федерации для публикации материалов диссертации. Состав и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка используемых источников из 79 наименований. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунков и 20 таблиц.
Особенности обработки результатов исследований скважин с учетом различных условий их эксплуатации
Исследование скважин в условиях скопления и очищения забоя от жидких и твердых частиц
В процессе исследования скважины возможно образование песчано-жидкостной пробки или ее очищение по мере роста депрессии на пласт. При наличии песчаной или жидкостной пробки увеличение скорости приводит к разрушению и постепенному уменьшению пробки, что существенно влияет на коэффициенты сопротивления а и Ъ.
Наличие песчаной пробки в скважине практически равносильно несовершенству скважины по степени вскрытия, то есть отличию от нуля коэффициентов совершенства скважины по степени вскрытия пласта Сі и Сз. В процессе исследования коэффициенты сопротивления а и Ъ могут существенно изменяться за счет увеличения Сі и Сз (если в процессе исследования происходит образование песчаной пробки) или за счет их снижения в результате очищения забоя по мере роста депрессии на пласт.
В большинстве случаев, встречаемых при исследовании скважин, происходит разрушение песчаной пробки, поэтому в результате уменьшения высоты пробки по мере роста депрессии на пласт происходит снижение величин а и Ъ. Это приводит к искажению формы индикаторной линии.
Экспериментально установлено, что для выноса частиц породы скорость потока должна быть более 2 м/с. Характер изменения высоты пробки, образованной из кварцевого песка с песчинками произвольной формы диаметром от 0,05 10"3 до 0,2-10"3 м показан на рисунке 1.5. [20]
При исследовании скважины с разрушением пласта и выносом породы требуется определить максимальную депрессию, при которой не происходит разрушения пласта, а также зависимость содержания твердых частиц в продукции от депрессии.
При проведении исследований на установившихся режимах важно оценить предельную величину дебита, выше которой вынос песка прекращается (пробка разрушается). Коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и Ъ следует определять по режимам, полученным после разрушения пробки.
Обработка индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважины
Приемлемость использования данных эксплуатации для оценки текущих продуктивных характеристик скважины путем построения и обработки индикаторной линии и определения по ней коэффициентов фильтрационного сопротивления а, Ъ и, следовательно, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и других параметров пласта подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями. [28]
Пользоваться индикаторной линией, построенной по данным эксплуатации, для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления следует тогда, когда в процессе обработки не происходит разрушения призабойной зоны, газоносный пласт не обводняется контурной или подошвенной водой в области дренирования рассматриваемой скважины, насыщенность жидкостью призабойной зоны пласта практически не изменяется.
Исходными данными для построения индикаторной линии по данным эксплуатации могут служить зарегистрированные на промыслах режимные изменения в процессе разработки, как запланированные, так и случайные, вызванные необходимостью временного увеличения или уменьшения отбора из скважины с замером при этом давления и дебита газа.
Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ъ по индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважин, заключается в следующем.
Из имеющихся данных эксплуатации скважины выбирают несколько (минимум шесть-восемь) периодов ее работы с различными технологическими режимами, которые принимаются в качестве режимов исследования скважины (при этом, чем больше число точек за выбранный промежуток времени, тем надежнее построенная индикаторная линия). Для каждого из выделенных режимов используются зарегистрированные величины пластового, забойного давления и дебита. [5 9]
Забойное давление определяется либо по имеющимся замерам на некоторых режимах, либо рассчитывается по устьевым давлениям в трубах или затрубном пространстве.
Выбранные режимы обрабатываются по двучленной формуле притока газа (1.1).
Существенное изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b дает основания для планирования проведения текущих исследований скважины с использованием тарированных приборов и оборудования. [64]
Исследование скважин с выпуском газа в газопровод При исследовании скважин с выпуском газа в газопровод диапазон изменения дебита по сравнению с дебитом, полученным при исследовании в атмосферу, заметно сужается из-за давления, поддерживаемого в системе внутрипромыслового сбора и подготовки газа, куда после диафрагмы поступает газ. Ограничение, накладываемое противодавлением системы внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа, не всегда позволяет качественно снять индикаторную линию в скважинах в зависимости от продуктивности пласта и пропускной способности скважины и шлейфа.[3]
Предельное значение дебита, обусловленное продуктивной характеристикой и конструкцией скважины, при исследовании с выпуском газа в атмосферу определяется по формуле: Q = (- а + (а 2 + 46 (РПЛ2- PyVs))1/2)/2 b (1.9)
При поддержании заданного после диафрагмы давления Р2 в системе внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа предельная производительность скважины будет определяться по формуле: Q = (- а + (а 2 + 46 (РПЛ2- P2Vs))1/2)/2 Ъ (1.10)
Таким образом, если дебиты скважины, определяемые по формулам (1.9) или (1.10), соответствуют 80 % максимума шкалы расходомера, то при исследовании скважины с выпуском газа в газопровод не возникнут причины, ограничивающие получение всей индикаторной линии.
Однако при отсутствии системы измерения дебита расходомером в процессе исследования скважины с выпуском газа в газопровод в некоторых случаях возникают условия, ограничивающие снятие индикаторной линии. В целом эти ограничения возникают в следующих случаях.
Для снятия индикаторной линии необходимо снижение давления после диафрагмы практически до атмосферного, поэтому минимальный дебит, измеряемый расходомером, не позволяет, из-за низкой точности, качественно снять начальный участок индикаторной линии.[23]
Эти недостатки могут быть устранены в следующих случаях:
1. В системе внутрипромыслового сбора газа и замера дебита отдельных скважин предусмотрена обводная линия для продувки газа на факел на режимах, требующих давления меньшего, чем давление в сборном пункте или в начале газопровода;
2. На замерном пункте установлен дополнительный расходомер, максимальный расход которого должен соответствовать минимальному пределу измерения дебита имеющегося дифманометра.
Обычно к одному групповому сборному пункту подключены скважины с различной продуктивностью. При установке на замерном пункте линии индивидуального замера дебита каждой из скважин должен быть предусмотрен расходомер на максимальную продуктивность самой высокодебитной скважины. Этот дебит можно оценить по формуле (1.9).
Порядок проведения исследования скважин с выпуском газа в газопровод методом установившихся отборов заключается в следующем.
Влияние человеческого фактора на результаты газодинамических исследований
Помимо выше перечисленных факторов не малое влияние на качество проведения исследований влияет человеческий фактор. Процесс измерения определяется как нахождение значения физической величины опытным путём с помощью специальных технических средств (ГОСТ 16263-70). В процесс определения физической величины информация проходит множество преобразований.
Фактически мы никогда не имеем прямого измерения физической величины, например, при измерении давления современным манометром в стволе скважины. Первоначально давления газа преобразуется в электрический сигнал на датчике прибора, В дальнейшем величина проходит аналого-цифровое преобразование в соответствие с заложенной в прибор метрологической характеристикой. Метрологическая характеристика прибора определяется при помощи образцового средства измерения, полученная количественная величина измеряемого параметра далее переносится в вычислительную систему, где так же проходит определённое преобразование. На каждом этапе в физическую величину вносятся, определённые погрешности и везде оказывает влияние человеческий фактор. В зависимости от характера причин, вызывающих появление погрешностей измерения, последние разделяются на три основных вида: систематические, случайные и грубые (промахи). Систематические погрешности на практике компенсируются при помощи методов калибровки. Случайные погрешности заранее неопределенные по величине и природе, могут быть уменьшены усреднением повторных измерений и использованием статистических закономерностей. Грубые погрешности приводят к явному искажению результата измерения, превышая систематические и случайные погрешности. Причина промаха обычно ошибка наблюдателя (например, неправильный отсчёт по шкале прибора или неверная запись результата), Неисправности измерительной аппаратуры, резкое измерение условий измерения (кратковременное механическое воздействие на прибор, кратковременная электромагнитная помеха и т.). Результаты измерений содержащих промах, как правило, не принимаются во внимание, хотя иногда обнаружить промах, особенно при единичном измерении, бывает не просто.
Рассмотрим, как человеческий фактор влияет на этапе подготовки к ГДИ. Возникает систематическая погрешность в процессе градуировки шкалы измерительных приборов, погрешность от не точной установки прибора на нуль и др.
Далее возникают погрешности в процессе проведения ГДИ, не правильная установка прибора (оператор перед установкой не продул кран высокого давления, содержащий гидрат, что в дальнейшем может привести к занижению измеряемой величины, путём перекрытия проходного отверстия гидратом). Так же возникает погрешность в результате недостаточной квалификации работника, например неверное определение стабилизации режима работы скважины в процессе ГДИ (значительно зависти от индивидуальных особенности работника, степени его ответственности и приобретенных навыков и. т. п.). Погрешность появляется и в процессе интерпретации данных полученных при исследованиях, применительно к ГДИ на каждом режиме получают массив информации, из которой необходимо выбрать одно значение выбор данного значения прямо влияет на корректность определения ФЕС пласта.
На рисунке 2.20 представлен типичный график давлений получаемых на разных режимах работы скважины, который должен получаться при стандартном ГДИ при условии качественного контроля за работой скважины со стороны оператора по исследованию скважин.
Ниже представлены графики, на которых показан не стандартный вид режимов работы скважины при исследовании. Как в первом, так и во втором случае отличие продиктовано человеческим невниманием. Оператор на обратил внимание на то, что скважина несет большое количество жидкости и не принял меры по продувке кранов высокого давления, на которых были установлены манометры регистрирующие давление ДИКТа и давление буфера. Так же оператор не обратил внимание на то, какие давления показывает измерительный прибор, в результате чего на первом рисунке 2.21 режимы 3,4,5 нельзя брать в расчёт для построения индикаторной линии. А на рисунке 2.22 режимы 2,7 то же нельзя брать в расчёт при постарение индикаторной линии.
По рисунку 2.21 наблюдается резкое, скачкообразное изменение давления на режимах 3,4,5 работы скважины при исследовании. Данные пики связаны с наличием жидкости в продукции скважины. В ходе исследования, жидкость забила проходное сечение штуцера манометра, что и наблюдается на рисунке 2.21.
В ходе исследований необходим квалифицированный контроль и анализ замеряемых параметров работы скважины на режиме исследований для возможности получения достоверных результатов полевых данных. Достоверность поученных полевых замеров влияет на точность конечных результатов интерпретации данных.
Стабилизация режима при исследовании скважины на установившихся режимах
Проводимые газогидродинамические исследования при стационарных режимах фильтрации для обоснования технологии эксплуатации скважин требуют стабилизации устьевых и забойных термобарических параметров на каждом режиме. Разумеется, что речь при этом идет об относительной стабилизации, не сказывающейся значимо на оценке эксплуатационной характеристики скважины, с учетом класса точности применяемого исследовательского инструментария.
Исследование газовых и газоконденсатных скважин при установившейся фильтрации газа, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Данное исследование является основным методом получения информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны. На основе результатов исследования оценивается продуктивная характеристика скважины, ее потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безгидратной и безводной эксплуатации, величина максимальной допустимой депрессии на пласт, температурный режим работы скважины.
Абсолютно установившегося режима фильтрации газа (газоконденсатной смеси) в пласте не существует. Однако, с определенной условностью, фильтрацию газа в некоторых случаях можно считать установившейся. В реальных условиях за установившийся приток газа к скважине можно принять такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. Поэтому в промысловых условиях наступлением установившегося режима фильтрации считается момент, начиная с которого измеряемый параметр перестает изменяться. [26]
Исследования скважин при установившемся режиме фильтрации проводятся для установления связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах с целью определения зависимости дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; изменения забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин; коэффициентов фильтрационного сопротивления; количества выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах; условий разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины; технологического режима работы скважин с учетом различных факторов; коэффициента гидравлического сопротивления труб; эффективности ремонтно-профилактических работ (интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, установка мостов, замена лифтовых труб).
Технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации предусматривает, что перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Как правило, исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии фиксируется тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется, и полученное давление используется для определения параметров пласта.
После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в лифтовых трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления устьевого давления до статического также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по кривой восстановления давления (КВД).
Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рисунке 3.14.
Исследование скважин проводится не менее чем на 5-6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индикаторной линии при установившихся режимах фильтрации газа показан на рисунке 3.15.
Желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом для качественной оценки наличия жидкости на забое, вынос которой был затруднен на режимах прямого хода. [5 7]
При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Для скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем.
При возможном образовании столба жидкости в скважине, расчетное забойное давление по замерам на устье определяется приближенно, поэтому необходимо пользоваться глубинным манометром.[55]
Если скважина перед началом исследования работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до статического, затем измерить давление, температуру с целью определения пластового давления.
В разведочных и эксплуатационных скважинах достоверность получаемых результатов существенным образом зависит от конструкции скважины и забойного оборудования. Полный цикл исследования при установившемся режиме фильтрации газа можно осуществить лишь при всестороннем использовании существующих средств для исследования скважин. Поэтому на месторождениях со значительной толщиной и неоднородностью продуктивного разреза в неизученных частях залежи в отдельных разведочных и эксплуатационных скважинах лифтовые трубы следует спускать до кровли пласта.
В проекте разработки месторождения, в зависимости от характеристики пористой среды, для текущих и специальных исследований, должно быть предусмотрено выделение специально оборудованной группы скважин, в которых глубина спуска лифтовых труб, оборудование забоя клапанами-отсекателями не препятствует проведению дебитометрии, термометрии и других глубинных контрольно-измерительных работ.
Продолжительность работы на режиме - время, необходимое для достижения установившегося состояния (период стабилизации t ), зависит от коллекторских свойств пласта, системы разработки залежей газа и качества вскрытия пласта скважиной и определяется экспериментально.
Так же время стабилизации зависит от того каким образом исследуется скважина, например время стабилизации скважины исследуемой методом критического течения газа гораздо быстрее чем при исследовании скважины методом пуска газа в газопровод. Что связано с отсутствием влияния системы сбора газа на скважину исследуемую методом критического течения.
Специальными ГДИС Заполярного НГКМ показано, что определяющим фактором стабилизации являются мощность коллекторов и их ФЕС в зонах дренировании скважин. Так, для высокодебитных скважин с коэффициентом фильтрационного сопротивления "а" 0,65 относительное время стабилизации колеблется от 20 до 30 мин, а для низкодебитных - от 10 и более минут. Результаты исследований представлены в табл. 3.3. Рабочие параметры на режимах регистрировались с интервалом 5 мин до момента отсутствия видимых изменений в показаниях образцовых приборов в течение 10-15 мин.[16]
Методика приближённого определения пластового давления в период постоянной добычи по оперативным данным телеметрии
В данном параграфе описаны выполненные расчеты, целью которых являлась попытка оценить темп падения пластового давления на Самбургском НГКМ, на основании данных: Ртр (кгс/см2), QrcM (т.м3/сут), получаемых по телеметрии с работающих скважин кустов №7 и 8, а так же давлений на входе в установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Сводные исходные данные для расчета взяты из базы данных систем телеметрии.
Для вычислений взят период: 04/09/12 16:00 - 17/09/12 15:00. В рассматриваемый интервал времени режим добычи газоконденсатной смеси по УКПГ обеспечивался непрерывной работой 15 скважин: куст №6 (6шт) -телеметрия не работает
За данный период выгружены данные систем телеметрии и сведены в таблицы, по данным таблиц построены графики и выведены зависимости.
Все параметры работы скважин кустов приведены ниже.
Все скважины работали по трубному пространству через УР 32мм. Режимы скважин на УР в рассматриваемый период не менялись. Средняя постоянная часовая добыча газа по УКПГ 256 т.н.м3/час
Режим постоянной добычи по УКПГ поддерживался плавным снижением давления на входе в УКПГ. Динамика давлений на ЗПА во времени приведена в (табл.№1). На (рис. 4.14) приведены графические зависимости, построены тренды. Полученные тренды имеют линейные зависимости и подтверждают динамику постепенного снижения давления на входе УКПГ.
По часовым замерам Ртр и Q, для каждой скважины построены графики, тренды которых имеют линейные зависимости. Уравнения, которыми описываются скважинные тренды указаны на диаграммах
Вычисления основаны на полученных уравнениях. Расчеты основаны на том, что в рассматриваемый период обеспечивался постоянный и равномерный отбор газовой смеси const =256т.н.м3/ч. Так как добыча оставалась const, то и дебиты в рассмотренный период по скважинам менялись не значительно. Если считать, что дебиты const (так же условимся, что в рассматриваемый период Knpoi=const), то отслеживаемый темп падения давления Ртр, равен темпу падения Рзатр (т.к. потери на трение по НКТ остаются const при Q=const) и соответственно равен темпу падения Рзаб-Значит мы имеем возможность отслеживать темп снижения Рзаб- При Q=const и Knp(M=const темп снижения Р3аб равен - темпу снижения пластового давления Рпл.
Используя полученные уравнения для Ртр, Q во времени и подставляя значения времени (д/м/г ч/м) в уравнения, получаем прогнозные значения для Ртр и Q. Результаты расчетов сведены в таблицы
1. Наблюдается общий темп падения пластового давления по всем скважинам. Средний темп падения по скважинам куста №7 1004/7, 1006/7, 1007/7 и 1009/7 равен -4.3 кгс/см2 в месяц, темп падения по 1003/7 выше и составляет - 5,9 кгс/см в месяц. По всем скважинам куста №7 наблюдается плавное снижение дебита в среднем -3.3% в месяц. При этом темп падения дебита по 1003/7 -8.8%, по 1004/7 -4.1%, что выше скважин 1006/7, 1007/7, 1009/7, где средний темп -1.2%.
2. Темп падения Рпл по скважинам куста №8 1011/8, 1014/8 и 1015/8 меньше, чем куста №7 и составляет в среднем - 3.9 кгс/см в месяц. При этом дебиты по скважинам в среднем за месяц снижаются на -4.7%.
3. Темп снижения давления на ЗПА (в месяц) расчетный составил -3.6 кгс/см2. Эта динамика отражает общий средний темп снижения Рпл по всем трем кустам № 6,7 и 8 (по ТМ куст №6 не проведена наладка). Общий темп по месторождению меньше, чем по скважинам кустов №7 и №8. Это объясняется тем, что темп снижения Рпл куста №6 меньше №7 и 8. Происходит плавная нагрузка на скважины куста №6 (1105, 1016,1307, 1017, 1019, 1018), где дебиты возрастают (увеличивается депрессия), а по №7 и 8 снижаются (депрессия уменьшается), что подтверждается расчетами.
4. Вопрос отслеживания энергетического состояния залежи является очень важным, в настоящее время, на начальной стадии разработки. Контроль за Рпл позволяет корректно подбирать нужный технологический режим для скважин. В условиях ввода в работу новых скважин, частой смены режимов по скважинам, для оценки Рпл необходимо проводить продолжительные остановки скважин для записи КВД.
Для оценки темпов снижения Рпл предлагается опробовать методику, основанную на периодических замерах (например один раз в месяц) Ртр, Рзтр (Рзаб), Ту, Q в работающих скважинах. Эти замеры предлагается проводиться на режиме дебита, значение которого в течение года на точках замера будет всегда равно одному выбранному значению. Технически скважина будет зажиматься на 6- 12часов, а постоянный дебит будет задаваться РУДом. РУД входит в состав КРАУ (индивидуальных скважинных модулей) и предназначен для того, что бы держать дебит на выбранном значении, путем закрытия и открытия проходного сечения, самостоятельно анализируя данные по дебиту. Сравнивая забойные давления, появляется возможность отслеживать темп падения Рпл. Привязываясь к точкам замеров Рпл, получаемых при остановках (на запись КВД), можно прогнозировать текущее значение Р , по всем работающим скважинам (при минимальных потерях на ГДИ).
