Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 [ 100 ] 101 102 103 104 105 106 107 108

фиктивный коэффициент fc=0,106-10"» (по условиям задачи Ь=0). Таким образом, из данного теоретического примера следует, что нестабилвзадия при частом чередовании режимов работы скважины приводит к искажению индикаторных кривых, а стандартная их обработка - к неправильным результатам.

Рм-Рсп лРп

Sn Qn

Рпл-Рсп=йРп,<™

а 1,0 2,0 3,0 Ц-.О 5.0 ом о fсм fсел

Рис. 52. Форма индикаторной линии при нестабилизации давления.

На практике для обработки кривых стабилизации давления в плохих коллекторах применяют изохронный метод испытлния, который предусматривает постоянное для всех режимов время работы скважины и закрытие скважины до восстановления статического давления, причем довольно широко распространена следующая приближенная методика 5гчета различных значений коэффициента С„ на разных режимах. Считается, что в качестве пластового давления для данного режима следует принимать значение давления в закрытой скважине перед работой на данном режиме, т. е. С„ == ф„ 1, где

В действительности С„ < ф„ 1. Для наглядности выпишем значение С„ для пятого режима (третий пуск скважин) из формулы (32.16)

с; = р((?,1п-ь(?з1п I).

Значение ф для четвертого режима (вторая остановка скважины), т. е. для остановки перед данным пуском скважины, будет составлять

Ф;-1 = Р(<?11п--1-<?з1п2)

и разница составит

Таким образом, предположение С„ = ф„ 1 не всегда оправдано и может привести к серьезным ошибкам.

Для правильной интерпретации подобных индикаторных линий можно применять два способа:

1) по кривым нарастания или другим нестационарным методам определяют коэффициент р. Зная коэффициент р, рассчитывают значения С„ или Сп для каждого режима. Далее производят обработку по обычной методике с учетом третьего члена;

2) выбирают наиболее тщательно снятую точку и считают ее за точку отсчета п = 0. Для зтой точки определяют функции

Рал -Реп Uo)

Tn -Ti

Тогда согласно формуле (32.29)

У„~У = 6(<?„ 0--р(Хо-Х). (32.30)

Представляя результаты испытания по формуле (32.30) в виде

= + (32.31)

удобно определить коэффициент р, а в виде

Т- + Ы- (32.32)

удобно определить коэффициент Ь.

Пример обработки результатов испытания скважины

В скважине перфорирован интервал 1763-1756 м, т. е. 7 м, эффективная мощность пласта 9 м. После продувки скважины в течение 34 ч с дебитом Q = =290 тыс. м/сутки скважина была закрыта на 5 ч. Давление за этот период восстановилось до 210 ат, после чего скважину испытали на девяти режимах. Весь ход испытания показан в табл. 39. В конце испытания скважина стояла в течение суток, давление не установилось и продолжало расти. Таким образом, определить пластовое давление не удалось.

По указанной выше методике была обработана кривая нарастания давления после работы скважины на шайбе диаметром 7,93 мм с дебитом Q = 147,5 тыс. mjcymKu.

Формула (32.25) для этого случая будет иметь вид

[1,. .п l±i -ю.«ь i±l + 0.501. (iif) +

Таблица 39

режима

тыс. мЧсутки

Время работы, мин

Yo-Y

Qc-Q

Хя-Х

Уо-у

Qo-Q

х,-х

Уо-У

Qo~Q

10 И 12 13 14 15 16 17 18 19 20

290 О

29 О 84,1

О 192 О

238 О

288 О

304 О

298 О

147,5

210,0 209,8 218,0 200,7 215,0 167,6 230,0 157,9 224,0 144,2 211,9 117,2 205,0 103,2 194,3 192,5 204,1 179,4 235,1

44100 44 016 47 520 40280 46 220 28 088 52 900 24 929 50180 20 796 44 900 13 736 42 020 10 652 37 754 8 556 41660 32184 55 263

17 388 21124 33 316 36 475 40 608 47 668 50852 52848 29 220

2040 300 260 30 102 17 133 740 84 66 86 23 81 16 79 13 77 24 65 1457

360,7 590,2 631,0

684,0 780,0 818,6 837,6

491.0

173,5 153,3

152,5

165,5

167,0

180,5

198,3

426,5 446,7

447,5

434,5

419,5

401,7

55,1

118,5

9,07

4,29

3,07 2,65

2,57

2,71

2,69

2,86

3,33

4,78

73,0

11,5

6,00 6,42

71,2 69,7

27,2

32,6

6,50

68,85

36,5

6,36

6,38

6,21

68,2 67,9 67,6

40,7

43,1

42,5

5,74

70,2

20,7

6,31

2,62

2,14

1,885

1,675

1,575

1,585

3,39

0,087

0,0368 0,0307

0,0274 0,0245

0,0233 0,0235

0,0483