ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И.
Теория и опыт добычи газа.

Глава № 4

Навигация

Аннотация-Оглавление-Введение

Глава 1 2 3 4 5 6 7

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

EaAQA

4

аллгЦСйЗДзаЦ ЙДбйЗхп а ЙДбйдйзСЦзлДнзхп лдЗДЬаз а игДлнйЗ

4.1. ааАёёа laaAnau a iOi^eaeEau aeeaONeQAtpaa

4.1.1. пбаа aeeaONe^A^aa

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Промысловые исследования скважин позволяют определять следующее.

Параметры пласта-коллектора:

геометрические характеристики пласта и залежи, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежи, размеры экранов и непроницаемых включений и их форму, положение контакта газ — вода и его изменение в процессе разработки и др.;

коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, а также характер его изменения по площади и разрезу);

прочностные характеристики пласта, определяющие до-бывные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты давления, соответствующие началу разрушения пород);

232

емкостные свойства порового пространства (запасы газа и конденсата).

Параметры пластового флюида:

физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сверхсжимаемости, влажность газов, характеристика пластовых и конденсационных вод, условия образования и состав кристаллогидратов и солей, выпадение твердой серы и др.) и характер их изменения при различных давлениях и температурах в процессе разработки месторождения;

характер фазовых превращений газоконденсатных систем в динамических процессах, связанных с изменением давления и температуры.

Параметры скважин:

энергосберегающий (критический) дебит;

предельные добывные характеристики скважин (свободный дебит, абсолютно свободный дебит, максимально допустимые дебиты без разрушения пласта и подтягивания воды к забою скважин);

оптимальные гидро- и термодинамические условия работы ствола;

интенсивность скопления жидких и твердых примесей на забое и условия их выноса;

коррозионная активность примесей.

Параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области:

фильтрационные и емкостные параметры водоносной части пласта;

физико-химические свойства пластовой воды.

Последнюю группу параметров определяют в процессе исследований специальных скважин, вскрывших водоносные пласты.

Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями. Например, анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом на базе известных соотношений, свя-

233

зывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамических исследований, акустико-гидродинамических и др. Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют в комплексе, взаимно дополняя друг друга.

Содержание и объем комплексных исследований определяются их назначением. Все исследования подразделены на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводят в процессе разведки месторождений и их опытной или опытно-промышленной эксплуатации. Задачей исследований является изучение характеристики данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических и акустико-гидродинамических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газодинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности будущих эксплуатационных скважин.

Текущие исследования проводят регулярно, не реже одного раза в год на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Их задачей является получение необходимых данных для уточнения во времени изменения энергосберегающих дебитов, их распределения и начального дополнительного и фильтрационного (НФС) сопротивления по разрезу вскрытого пласта, а также для анализа и контроля за процессом разработки. При этом основное внимание следует уделять правильному установлению технологического режима, в том числе и энергосберегающего. В большинстве случаев используют только газогидродинамические и акустико-гидроди-намические методы.

Специальные исследования проводят на скважинах для выполнения работ, обусловленных специфическими условиями разработки каждого конкретного месторождения, в том числе:

контроль за положением контакта газ —вода в специальных скважинах с помощью геофизических методов;

234

установление эффекта при проведении различного рода мероприятий по интенсификации притока газа;

изучение коррозионных свойств газа;

контроль за перетоками газа в горизонты, залегающие выше из-за некачественного цементажа;

апробирование новых методов исследований скважин и др.

При создании и разработке новых методов исследований требуется, во-первых, получить соотношения, связывающие замеряемые непосредственно параметры с искомыми, т.е. разработать теорию метода, во-вторых, определить способ проведения измерений на скважинах и, в-третьих, разработать метод правильной интерпретации результатов промысловых исследований.

Обычно математическое соотношение, на котором основана теория метода, является уравнением некоторого физиче-кого процесса. В зависимости от того, какой физический процесс используют, методы исследований подразделены на газодинамические (наблюдения за движением газа), акустико-гидродинамические (наблюдения за распространением звуковых волн, возникающих при движении газа и жидкости в пористой среде) и геофизические (наблюдения за электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, начальной восприимчивостью естественной радиоактивности и др.).

В настоящее время наиболее распространены газодинамические методы исследований скважин.

4.1.2. ?0 i<peaeEaii aeeaONeQAcpaa

Вначале составляют программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине (рис. 4.1, 4.2).

Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве. В процессе продувки следует наблюдать за условиями выноса из пласта твердых частиц, не допуская их значительного количества, что может быть причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды — прорыва водяного конуса или языка в скважину. Количество твердых примесей и жидкости

235

Рис. 4.1. Оборудование для исследования скважины, не подключенной к газосборному пункту:

1 — карман для термометра; 2 — манометры; 3 — лубрикатор; 4 — крепление выкидной линии; 5 — сепаратор; 6 емкость для замера жидкости; 7 — диафрагменный измеритель критического истечения; 8 — факельная линия; 9 фонтанная арматура; 10 - глубинный прибор; 11 - скважина; 12 - лебедка; 13 - линия ввода ингибитора

Рис. 4.2. Оборудование для исследования скважины, не подключенной к газосборному

пункту: 1 — блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор; 4 — узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; 6 — разделительная емкость; 7 - факельная линия; 8 — регулятор теплового режима;

9 - теплообменник;

10 - регулируемый штуцер; 11 — сепаратор II ступени

 

определяют с помощью породоуловителя или специальной се-парационной установки. В последнее время для этого предложен акустический способ их измерения.

4.2. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Исследования проводят на нескольких установившихся режимах с различными дебитами, с тем чтобы захватить весь диапазон, включая несколько режимов при законе Дарси и несколько по трехчленному закону.

В процессе исследования скважин методом установившихся отборов на каждом режиме измеряются дебит газа, температура и давления на головке и в затрубном пространстве. Для обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на шести-восьми режимах, из них три-четыре при законе Дарси и три-четыре при трехчленном законе фильтрации. Исследования проводят, переходя от меньших дебитов к большим. Кроме того, две-три контрольные точки снимают в обратном порядке - от больших дебитов к меньшим.

Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы. Значения их, используемые для обработки результатов исследований с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых в процессе исследования скважины на различных режимах, перед прибором устанавливают породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины.

В процессе исследования газоконденсатных скважин для установления количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температурах рекомендуется применять специальную передвижную сепарационную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работы.

Во избежание излишних потерь газа необходимо стремиться к тому, чтобы при исследовании скважин на различ-

238

ных режимах подавать газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу молено лишь в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу или давление в газосборных сетях не позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий. Исследовать скважины при подаче газа в газопровод затруднительно, если давление в газосборных сетях составляет 50 % или более от давления на устье и одновременно имеют место колебания давления в газосборной сети в течение периода исследований на данном режиме работы скважины. Это относится только к скважинам, период стабилизации давления в которых весьма значителен.

Для контроля за качеством получаемых данных в процессе исследования проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой или невозможности установить энергосберегающий дебит исследования повторяют.

В итоге в ходе исследований непосредственно определяется следующее:

зависимость дебита от давления на устье;

индикаторная кривая — зависимость Ар2 = /(О);

энергосберегающий (критический) дебит;

предельно допустимые дебиты газа и причины их ограничений;

уравнения притока газа к забою скважины (линейное по закону Дарси и нелинейное по трехчленному закону);

коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

абсолютно свободный и свободный дебиты скважины;

начальное дополнительное сопротивление на забое и в призабойной зоне пласта;

изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита, а также реальные коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ.

4.2.1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных

239

режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. При этом решения сводились к формуле вида

pi - pi = aQ + bQ2, (4.1)

где для гидродинамически совершенных скважин

a=W^ln^; (4.2)

xkh Rc

b _ PaTRT U-Ц. fofl - Ц (4.3)

2si2 h 2 lRc { RK) { RK)

p3 и pK — соответственно давления на забое скважины радиуса Rc и контуре питания радиуса RK\ h — толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты исследований 50-60 % скважин не подчиняются формуле (4.1). Для их обработки Ю.П. Коротаевым еще в 1956 г. была предложена следующая формула:

Ар2 = aQ + bQ2 + с, (4.4)

где с - коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

Формула (4.4) уже более 35 лет широко применяется на практике для исправления аномального вида индикаторных кривых. При этом при ее использовании экспериментально не проверяются причины возникновения с, а поступают формально, считая справедливой формулу (4.4) для любых встречаемых на практике аномальных индикаторных кривых. Так как применение формул (4.1) и (4.4) удовлетворяло формально все встречаемые на практике случаи, то последующие 30 лет, практически до 1985 г., серьезных исследований по уточнению условий фильтрации газа не проводилось.

На основании проведенного нами доказательства с помощью акустико-гидродинамических исследований (АГДМ) справедливости последовательного существования при v < vKp линейного закона фильтрации Дарси и при v > vKp фильтрации, сопровождаемой акустическими колебаниями и нарушением линейного закона, рассмотрим формулы, встречаемые в промысловой практике, и методику проведения и обработки результатов исследований скважин. Отмечается наличие двух законов фильтрации.

240

Плоскорадиальная фильтрация газа

Для плоскорадиальной фильтрации зависимость между градиентом давления др/дг и скоростью фильтрации v, когда

V < Укрг

др

дг к

V.

(4.5)

После интегрирования для всего интервала от Rc до RK справедлива известная формула, характеризующая фильтрацию газа согласно закону Дарси,

2 2

р2К - р23 = aQ или Рк"Рз

а,

(4.6)

где а соответствует (4.2) (рис. 4.3Г кривая 1). При v > укр трехчленный закон имеет вид

dp _ [i дг к

i^v v + Pv2

1 кр 1

(4.7)

При этом в реальных условиях в призабойной зоне фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону, а в остальном пласте — согласно закону Дарси.

Рис. 4.3. Зависимость Лр2 от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения: 1 - при О < QKp; 2 - Q > Q

241

В интервале пласта от Rc до R0, в котором v > vKp, справедливо уравнение (4.7) и от R0 до RK - закон Дарси. Радиус укрупненной скважины - R0, где скорость фильтрации соответствует критической скорости фильтрации vKp.

Тогда с учетом, что

Орат °крРат

?Р Р ^крРкр

р = р В- о = р ^

г гат f Ккр Кат

Рат Рат

(4.8)

уравнение (4.7) будет иметь вид

рдр [I ParQ РатРатОкрО РатРатО^

+

дг к F 1FKVF

Заменяя F = 2лгЛ и FKp = 2%Rch и интегрируя (4.8) в пределах от р3 до р0 и от Rc до R0, получаем

р2 - pi = a0Q + b0Q2 - bf) Q, (4.9)

где

a = Г?Ж in —У-; nkh Rc

b1=foln^; b0=b(1-^-\ fo= РатРат . Rc { R0) 2x2 h 2 lRc

Соответственно для интервала от R0 до RK имеем

pi - pi = aKQ, (4.10)

где

nkh R0 Складывая уравнения (4.9) и (4.10), получаем

pi - pi = aQ - foApO + b0Q2, (4.11)

где a = a0 + aK и соответствует (4.2).

В уравнении (4.11) величины b1 и fo0 в отличие от fo в двучленной формуле (4.1) растут с увеличением дебита газа Q за счет роста R0.

Этим и наличием дополнительного члена, равного fo1QKpQ,

 

№2

242

оно отличается от применяемой сегодня на практике двучленной формулы притока газа к забою скважины (4.1).

Критическое значение Re для плоскорадиальной фильтрации для дебитов QKp и Q (когда Q > QKp)

Re Sj^PjnLl = QPJnL^i (4.12)

2%Rch \x 1 2%R0h \x 1

откуда

R0 = R—. (4.13)

QKp

Заменяя в коэффициентах Ъ1 и b0 величину R0, согласно (4.13) получаем

 

п — — ( О \

Ар2 = aQ -bQO + bQ - Qln— Q, (4.15)

b1 = bln^; b0 = b 1-^- . (4.14)

Окр I I

Тогда вместо (4.11) будем иметь

l KP "Окр]

где а соответствует (4.2).

Уравнение (4.15) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов Q > QKp (см. рис. 43, кривая 2).

При обработке результатов исследований скважин в координатах ApVQ и Q для дебитов Q < QKp справедлив закон Дарси (4.6), и ему соответствует начальный горизонтальный прямолинейный участок удельной индикаторной кривой (рис. 4.4, прямая 1). Для дебитов Q > QKp уравнение (4.15) приводят к виду

-----= а - ЬС> + b\Q - (О In-----1 = а - ЬС> + bQ. (4.16)

Q P \ oj

Исходя из (4.16), в координатах ^ и Q вместо прямой

О

будет кривая (см. рис. 4.4, кривая 2). Поэтому для интервала

дебитов Q > QKD строим график в координатах ^ и

О

Q = Q - Q™ In —, по которому находим b. Коэффициент

кр QKp

243

Рис. 4.4. Зависимость ApVQ от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

1 - при О ^ Окр; 2 - Q > Окр; 3 - при Окр = 102

Ь соответствует тангенсу угла наклона второго прямолинейного участка (см. рис. 4.4, кривая 3). Величину а находим на оси ординат при О = QKP по начальному горизонтальному

участку удельной индикаторной кривой ^ и О при Q < Q .

О кр

Величина QK соответствует точке пересечения начального горизонтального участка со вторым прямолинейным участком.

На практике для определения Q вначале находим его ориентировочное значение Q из графика ApVQ и Q, которое используем для получения и уточняем из графика Ар2/О от Оор значение Q , по которому методом итераций

находим уточненное значение Q*.

Как показывают проведенные оценки для большинства встречаемых на практике случаев, R0 << h и R0 не превыша-

* При ошибках в О в координатах Ad /О и О получаем вогнутую или выпуклую кривую вместо второго прямолинейного участка При этом значение О - ЬОк не должно быть меньше нуля.

244

ют 5RC, т.е. нарушение линейного закона имеет место непосредственно в призабойной зоне пласта, а в самом пласте фильтрация осуществляется согласно закону Дарси. В то лее время представляет интерес вид формул, когда R0 = RK, что например, наблюдается при исследованиях фильтрации на параболической модели пласта. Тогда формула (4.9) будет справедлива для всего интервала от Rc до RK и от рк до р3. В ней а0 = а

Ъ1 = Ып^Ц Ъа = foi1 -^Ч = Ъ. (4.17)

Rc \ RK)

Тогда после соответствующих преобразований для случая ^о = ^к окончательно получим формулу

^ = a-foQKphA + foQ, (4.18)

Q Rc

которая отличается от двучленной формулы на постоянную величину и методика обработки ее аналогична об-

работке двучленной формулы.

Таким образом, применяя для обработки двучленную формулу вместо трехчленной, допускается ошибка в определении коэффициента а на величину foQKp, т.е. часто значительно завышается значение проницаемости по сравнению с фактическим ее значением. Имеется ошибка и в определении Ъ и не определяется величина QKp, которая имеет важное значение.

Приток газа к скважинам, несовершенным по степени

вскрытия

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия, при режимах их работы, когда Q < QKp, будет справедлива известная формула

ApVQ = ac, (4.19)

где

ac = ^hi^ + С1; (4.20)

¦Kkh Rc

C1 — коэффициент несовершенства по степени вскрытия,

245

Рис. 4.5. Схема притока к скважине, несовершенной по степени вскрытия

Rc = Rc/h; 6 = 1,6(1-Л2);

In Л 1 - h 6 —

С--------+-------In —; h=h/h:

h hRc B

hB — вскрытая толщина пласта.

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия при дебитах О > О учитывая, что R0 « hB и, как правило, R0 не больше 10ДС, нарушение закона Дарси имеет место в непосредственной близости от забоя скважин (рис. 4.5).

Рассмотрим приближенное решение притока газа к гидродинамически несовершенной скважине, в которой при О > > Окр можем без существенной ошибки принять, что нарушение линейного закона ограничивается толщиной пласта hB. Тогда, заменяя в (4.8) F — 2kR h и интегрируя в пределах от р3 до Ро и от Rc до Rq, получаем уравнение вида

Ро

pi = авО + Ьв02

ь1вокпо,

1вкр

(4.21)

где

а =

№ат 1п Д0

К =

РатРа'

Ь1в=Ьв1п^; ЬВ=ЬВ 1-

nkhB Rc 2л h 1R Rc

Соответственно р^я интервала от R0 до RK Pi ~ Ро = «нО,

RQ

(4.22)

где

nkh R0

246

Складывая (4.21) и (4.22), получаем

Pi - Pl = ayQ - b1BQKpQ + foBQ2, где ау = ав + ан, или

як

1ЫЪ (я

hB Rc

In -^ + С1

R0

(4.23)

(4.24)

т.е. значение ау для скважин, несовершенных по степени вскрытия, зависит от R0.

Заменяя в (4.23) и (4.24) величину R0 согласно (4.19), после соответствующих преобразований имеем

Pl - Pl = ау0 - bOQ In ^ + foBQ2 - bOQ,

Окр

где

№ат

1 . О — In----

К С>

1, Чо, ^1 — In ^ — + С1

h [R c Q J

РатРа-

2ж2 hllR

Поделив левую и правую части в последнем уравнении на Q, получим

о

ау - foBQKp + Ьв[ О - 0кр 1п —

ау - foBQKp + foBQ, (4.25)

где Q — то лее, что и в уравнении (4.17). Значение ау мало отличается от значения ас, определенного согласно уравнению (4.19). Методика обработки результатов исследований скважин, несовершенных по степени вскрытия, аналогична методике для совершенных скважин. Значение ас определяем из уравнения (4.19), а значение foB — из уравнения (4.25).

Приток газа к скважинам, несовершенным по характеру

вскрытия

При работе скважины, несовершенной по характеру вскрытия, при дебитах Q < QKp обычно применяют линейный закон вида

ApVQ

№ат

яй

ах\

ы^- + а

Rc

(4.26)

247

 

 

где С2 — коэффициент несовершенства по характеру вскрытия, С2 = —; h - число перфорационных отверстий на 1 м

толщины пласта; Ru — радиус перфорационной каверны, который при пулевой перфорации принимается равным 0,02-0,03 м.

Обычно несовершенство скважин по характеру вскрытия моделируем, заменяя каждое перфорационное отверстие равновесной полусферической каверной радиуса Якав.

Для линейного закона фильтрации при дебитах Q < QKp уравнение (4.5) при притоке к одной полусферической каверне имеет вид:

др [X QpaT QpaT [x [X Ор^

дг к Fp 2it2pJV к 2я pNr2k

_рдр= №aTQ ^ (4.27)

St ТжкИт2

где N - число перфорационных отверстий.

Интегрируя (4.27) в пределах от Якав до RKC, где можно пренебречь влиянием сферического притока и от р3 до ркс, получаем

Ркс "Рз = i^L|------------\Q.

1Ш\К^Ъ RKC)

В интервале от RKC до RK имеет место плоскорадиальная фильтрация:

Складывая последние два уравнения, получаем уравнение притока вида

9 о UD™

Рк - Рз = ^ ЯК

М«кав «kcJ Л «кс

которое характеризует фильтрацию в интервале Q < QKp для скважин, несовершенных по характеру вскрытия.

Величину RKC можно принять равной RKC = Rc + h/N.

При дебитах Q > QKp в интервале от Якав до R0 при сферическом притоке будет иметь место приток согласно (4.8), в котором с учетом F = 2лЛ2ав

248

рдр _ \ipaT0 Ратрат QKpQ f ратрат QKP Q2

2 п2 2 vKaBJ

Интегрируя в пределах от р3 до р0 и от Лкав до i?0, получаем

р2 _„2 = [иРат РатРат °кр V 1_____1 ^Q | ратРат Q2 ( 1______О

0 3 (™*N 2jt2w2 «^Д^кав i?J 2jt2w2 3 (КЗав R 3aJ-

В интервале от i?0 до RK и от р0 до рк фильтрация происходит по линейному закону:

p2_p2=WVln^.

itiJV R0 Сложив два последних уравнения, разделив на Q и обозначив а = ^2?- и Ъ = Рат ат , получим

я* 2я27М2

Ро-Рз "Д Л° ЬО V 1 l]Jo( 1 И

— in—s- + |------------^|--------------U + —I----------------1.

0 h *0 \N «2авЛ«кав ^J 3 { R^ R^J

Критическое значение ReKp при сферической фильтрации

и О > Окр будет иметь вид: ReKp =

QKp рат? О Рк

Откуда

^0 = ^кав-,!"—" = ^кав'

Юкр

Тогда окончательно получим следующее уравнение:

Ар2 _aln RK х(а ЬОКЛ 1 ( I ^ bQ ({ 1 \ {4Щ

0 h «кав^ + I N «-в J «кав ( ^J ЗК^в I сН'

которое характеризует приток к несовершенной скважине по характеру вскрытия при наличии двух режимов в интервале от Rc до R0 по линейному закону. Уравнение требует только машинной обработки и тем самым является неудобным для практического использования.

Рассмотрим приближенное решение притока газа к каждому перфорационному каналу. Моделируем его в виде притока к половине поверхности тора, равновеликого перфора-

249

Рис. 4.6. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по характеру

вскрытия

ционному каналу (рис. 4.6), тогда согласно правилу Гульдена—Каппуса поверхность половины тора

Fn = 2я2ЯсЯп; F = 2л2Ясг,

где Rn — радиус каверны, образующей половину поверхности тора, которым моделируется перфорационный канал; Rc — радиус скважины, соответствующий расстоянию между осью вращения и центром полутора; г — текущий радиус полутора.

Количество таких полуторов соответствует числу перфорационных отверстий N. Расстояние, на котором можно пренебречь изменением направления линий тока при притоке к каждому полутору, является максимальным радиусом полутора RT, вне которого считаем, что имеет место радиальная фильтрация

2ДТ = h/N.

Тогда для режимов работы скважины О < Окр приток к каждому полутору

рдр №>aTQ 1

дг 2л2RckN r 250

Откуда для интервала от Ru до RT и от р3 до рт

р2 _ р2 = №aTQ 1пДг = Q1Q.

n2RckN К

Для интервала от RT до Як и от рт до рк, где наблюдается плоскорадиальная фильтрация для интервала пласта толщиной, равной 2RT, получим

п2 _ „2 _ №ат01п R

aQ.

2xkRTN R, + Rc

Складывая два последних уравнения, имеем

Рк - Pi = асф0,

(4.29)

где

асф = Q1 + а2;

№а

или с учетом 2RT = h/N

m

1 ln^ + — In R

7lR

JXj ЛЛТ

лт + лг

асф

nkh

1 , Л ----In----

xR

N, RK

+ —In-------------

2NR h R+h/2N

(4.30)

(4.31)

Для режимов работы скважины при Q > QKp в интервале от Ru до RQ фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону вида (4.7), который для рассматриваемого случая с учетом (4.27) будет

рдР ( №ато РатратокрсЛ 1 ратрато2

дг

2л2 RkN 4ii4R2N2R

4ii4R2lN2r2

Интегрируя в пределах от Ru до R0 и от р3 до р0, получаем

Ро - Рз2 = а0О - b1QKVQ + b0Q2

(4.32)

где

№а

n2RkN «п

In-5-; fo1 = Ьсф In-5-; fo0 = b 1 -

Кп

\ Ro)'

Ьсф

РатРат

(4.33)

Для интервала пласта от R0 до RT, где фильтрация подчиняется закону Дарси, будет

251

 

р2 _ р2 = №aTQ ln «т = а^ (4>з4)

n2RckN Ro

Складывая уравнения, справедливые для интервалов от Rc до R0 и от R0 до i?T, имеем

р2 - р32 = aTQ - Ь^О + fo0Q2, (4.35)

где

ат = а0 + av (4.36)

Для интервала от RT до i?K фильтрация подчиняется уравнению (4.29). Складывая (4.29) и (4.35), получаем

pi - pi = асф0 - btQKpQ + fo0Q2, (4.37)

где асф = ат + а2, коэффициент асф соответствует формуле (4.30) иЬ,иЬ0 (4.33). По аналогии с (4.13)

R =R9. (4.38)

С учетом этого вместо (4.33) имеем

fo,=focd)ln^ (4.39)

ф О

Л °кр

Тогда уравнение (4.36) примет вид

Ь0=Ьсф|1-^-. (4.40)

О rf О

или

сф сф кр С?кр + сф^ О )

Ар2 - асфО - ЬсфОкрО + Ьсфо[о - QKp In^-j. (4.42)

Поделив левую и правую части уравнения (4.39), получим

АР2 77 п 77 ^ п О ^

------= асф - осфикр + оСф| <v - Укр ln------ г

О ^ 0KpJ

где асф соответствует асф в (4.30).

252

И

Приведенные выше формулы справедливы для дебита газа Q/N, т.е. при притоке газа к одному полутору, так как половина тора заменяет одно перфорационное отверстие. Для притока ко всей толщине для однородного пласта асф = aJ4

и ?>сф = bxN2.

Тогда

где

ax

/Q-
ax
-foxQKp + foxiQ
"Окр
1 О ^ In-----1
Окр/1

ИРат
( 1
[it*
г1п

Ь N2
-------+----
2ЛЖП я
Ln
«с
«к + /1/2JV


ъ _ ратрат
2it4^JV4R

(4.43)

(4.44)

В координатах Ap2/Q и Q - Q In----- в интервале Q > QKD

Окр

уравнение (4.43) является уравнением прямой с тангенсом угла наклона, равным Ьх. Таким образом, методика проведения и обработки результатов исследования скважин, несовершенных по характеру вскрытия, подобна изложенному выше методу для плоскорадиального притока к совершенным скважинам (см. рис. 4.4).

Приток газа к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру и степени вскрытия

При работе скважины, несовершенной по характеру и степени вскрытия, при Q < QKp будет справедлив закон Дарси

ApVQ = ахс,

где

= VPjsl in 3jl + г + С?. (4.45)

itiJV Rc

Рассмотрим схему притока к скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия из моделирования притока и каждому перфорационному каналу, в виде половины тора

253

Рис. 4.7. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия, при замене перфорационного канала на половину поверхности тора с радиусами Rn и Rc

(рис. 4.7). Решение этой задачи подобно изложенным выше. Для таких скважин учитываем, что

2ДТ = hJN. (4.46)

Кроме того, как правило, RT « hc, и считаем, что нарушение линейного закона имеет место в призабойной зоне, не превышает значения RT и без существенной ошибки ограничивается толщиной пласта hB. Тогда при О < Окр решение будет подобно (4.26)

(4.47) где

а =

pi - pi = аО или bp2/Q = а,

^ат
1 1 К N 1 Rc 1
------ 1П----— + — 1П-----------S--------- +

лкЫ
7iRc 2NRn h Rc + hB / 2N

Для О > Окр решение будет иметь вид, подобный изложенному выше. С учетом нарушения линейного закона между Rn и RT в пределах от Rn до R0 решение будет согласно (4.9). В интервале от R0 до RT имеет место закон Дарси в виде (4.34), а

254

в интервале от RT до RK — радиальная фильтрация притока газа к несовершенной скважине по степени вскрытия

р1 - р;

№aTQ ln__К

+ Сг= aKQ.

nkh Rc + RT

Складывая (4.48) и (4.35), получаем

pi - pi = К + aJQ - bfiO + fo0Q2,

(4.48)

где для всего пласта

°х.с = °т + °к 2

№а

Щ^ + ^Мп

я RN A:

 

Кк

«c+#r

+ с1Г

b! и b0 находим по (4.33).

Заменяя R0 согласно (4.38) в величинах Ь, и Ь0 и йт в соответствии с (4.46) и переходя в целом ко всей толщине пласта, будем иметь

АР2 Г Г („ „ , О

-----= ax с - bxQ + bx | О - О In-----

0 \ °кР

(4.49)

О

где

№ат

In

jtRJV

ЬхОКр + foxQ,

+ — I ln

2JVRn Л ^ Д„ + Л / 2JV

+ С

и величина Ьх соответствует Ьх в (4.44).

Методика обработки результатов исследований аналогична изложенной выше для совершенных скважин. При дебитах Q < QKp обработку результатов исследований скважин производим согласно (4.44) в координатах Ap2/Q и Q получим горизонтальную прямую, параллельную оси Q, которая отсекает на оси ординат отрезок, равный ахс.

При дебитах Q > Q изложенные соображения приводят к необходимости принципиального изменения не только методики обработки результатов исследования, особенно газовых скважин, но и методики их проведения, состоящей в расширении диапазона исследований в целях получения точек

255

ИЛИ

= с/

при исследовании двух режимов фильтрации как по закону Дарси, так и трехчленному закону. Это дает возможность не только более точно определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, но и находить новый весьма важный параметр — величину критического дебита QKp, соответствующего критической скорости на забое скважины.

Нефтяные и водяные скважины работают и исследуются обычно в диапазоне q < gKp, но при высоких дебитах q > gKp.

Предлагаемая методика была проверена и подтверждена на многих скважинах Уренгойского, Карачаганакского, Астраханского, Шебелинского и других месторождений. Например, величина QKp для скважин Уренгойского и Юбилейного месторождений находится в пределах 300-1200 тыс. м3/сут. По ряду скважин Карачаганакского месторождения 250-400 тыс. м3/сут и т. д. При этом целый ряд скважин работает согласно закону Дарси, например, скв. 1781 Уренгойского месторождения даже при дебитах до 1200 тыс. м7сут и др. Особенно последнее отмечается в настоящее время для Шебелинского месторождения.

По-новому встает задача интенсификации притока, состоящая в повышении значения критического дебита скважин.

Критический дебит QKp соответствует максимальному энергосберегающему дебиту скважин, так как при QKp потери давления Ар2 прямо пропорциональны Q, а при Q > QKp потери давления растут более интенсивно за счет влияния члена с QKVQ и Q2. Ниже рассмотрены различные приемы обработки результатов исследований скважин, исходя из двух режимов фильтрации для характерных случаев, встречаемых в промысловой практике.

4.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО

РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН БЕЗ

ОСТАНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛАСТОВОГО

ДАВЛЕНИЯ

Если периоды восстановления забойного давления до пластового длительные или есть опасность разрыва колонны обсадных труб вследствие слишком высокого статического давления, исследования проводят без остановки скважины. Результаты исследования при дебитах Q < QKp обрабаты-

256

Рис. 4.8. График для определения Q и коэффициентов $ и b при неизвестном пластовом

1

давлении:

- зависимость

On - Ot

от Q; 2 — за-

висимость

2 2

Рз " Рзп

QUQU - QjQj Q - Q

вают, не зная пластового давления, представив их графически

в координатах (р муле

pln)/(Qn - Q.) от Оп - Ог согласно фор-

2 2

Psi ~ Рзп

Q - Q

= а,

где i = 1, 2, 3, 4,..., ш; п - порядковый номер режима; т -общее число режимов.

Результаты испытания при О < QKp, обработанные в этих координатах, располагаются в виде горизонтальной прямой 1 (рис. 4.8), параллельной оси Оп - Qt. При работе скважины на режимах О > Ок результаты исследования соответственно обрабатывают в координатах (р231 - р32Л) /(Оп - Q) и (ОпОп - QQ)/(Qn - Q.) (см. рис. 4.8, кривая 2).

pk^pk = a = bQK+bQnQn-QlQl >

ол-ог

(4.50)

Используя последний метод, можно, определив коэффициенты a, b, Q и р и для данного дебита О, вычислить пластовое давление'по формуле

Рил = ЛФз + «О

или

Рил =лр: + аО-ЬОО + ЬОО.

(4.51)

257

4.2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОБОДНОГО И АБСОЛЮТНО СВОБОДНОГО ДЕБИТА

Свободный дебит скважины, т.е. наибольшее количество газа, которое молено получить из скважины при давлении на устье, равном 0,1 МПа, определяют методом итерации из формулы

р2д - 0,101e2S = (а - foQKp + foQCB)QCB + 9QC2B, (4.52)

где

2 _2 7 I

ср ср

п °св

Ds КР ПОкр

9 = 0,0132X^^(e2i - 1); Qr„ = Q S = 0,3415

Т 7

ср ср

D - диаметр; L - глубина скважины; X - коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная плотность газа.

Абсолютно свободный дебит скважины, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины, если принять давление на забое равным 0,1013 МПа, определяют при известных значениях рпд, Ъ и QKp - методом итераций по формуле

р^ - 0,1012 = (а - foQKp + foOac)Oac. (4.53)

где

— Qac

(vac = (vac — tvKp in . QKp

4.2.4. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

С ДЛИТЕЛЬНЫМ ПЕРИОДОМ СТАБИЛИЗАЦИИ

ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТА

Для скважин, вскрывших пласты с плохими коллекторски-ми свойствами, период стабилизации забойного давления и дебита длительный (иногда до месяца и более). Использование в таких случаях стандартной методики не позволяет получить искомые параметры. Поэтому в этом случае применяют изохронный метод или экспресс-метод исследования.

258

Методика проведения испытания по изохронному методу состоит в том, что при каждом режиме скважина эксплуатируется одно и то же время ?р. Ориентировочно его можно определить по формуле

„2

t = 3 -^ —, (4.54)

Рпл к

где Rc — радиус скважины; рпд — пластовое давление; ц — вязкость; к — проницаемость.

После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Обрабатывают полученную индикаторную кривую стандартным методом. Далее определяют истинные значения коэффициентов Б" и а. Последний характерен для времени стабилизации ?р. На одном из режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления рзуст и дебита QycT; установившееся значение коэффициента а определяют по формуле при Q < QKp

— v/^пл l з.уст) ' ^уст

или при Q > QKp

а = (Pi - Рз.Уст + bQKpQycT - bQycTQycT) /QycT, (4.55) где

Оуст

^уст ^уст ^кр

окр

В ряде случаев при наличии соседних работающих скважин можно определить радиус дренажа Rup данной скважины по формуле

R =^8 ------Q------^ (4.56)

2 ^ О + 0,508

где R& - среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Q - дебит исследуемой скважины; в данной формуле Q имеет значение рабочего дебита скажины; Q8 — суммарный дебит соседних скважин.

В этом случае, зная RK, можно определить время стабилизации для данной скважины

259

?ст = 0,34^, (4.57)

к

1 p к

где RK = —~ZLt\ к = m — коэффициент пьезопроводности;

2 [1Ш

L, — расстояния до соседних скважин.

4.2.5. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ РЕАЛЬНЫХ

СВОЙСТВ ГАЗА

При высоких пластовых давлениях (более 12-14МПа) и значительных депрессиях (р3/риА < 0,9) следует учитывать изменение ц и z. Для этого молено использовать уравнение притока вида

Рпл " Рз = aQ (4.58)

при Q < QKp. Когда Q < QKp

? ?

Р™ - Рз

f

где

aO-b^O + b^fo-O^In^], (4.59)

• / • * « атГ1пл 1 пр

\i = ц/Ц1 \icp = (\iUA + \i3)/2; a = In —^;

v 293iikh Rc

2

Rup = -RK = -ZZ,; b-------РатРатГдА

°P 2 K 4 ' 4я2/12Д293)2Кс

!^пл и !^з — приведенная вязкость при пластовой температуре и соответственно при пластовом и забойном давлениях; щ — вязкость газа при давлении 0,1 МПа и пластовой темературе Гпд; ц — вязкость газа при давлении р и температуре Гпд.

Формулы (4.58) и (4.59) можно использовать для определения QKp и коэффициентов а и Б", представив их в виде при

Q * Окр

РдА"Рз = а (4.60)

Иср-^ср

260

и при Q > QKp

IV^ = a_fo^R + fo^, (461)

где

Q = Q - QK In —

Окр

4.2.6. ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОГО ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНОЙ КРИВОЙ

Начальное дополнительное сопротивление может быть вызвано целым рядом причин и в первую очередь наличием жидкости в пласте и на забое.

В результате правильно проведенных исследований скважины должна быть получена связь между р^д -р32 и дебитом Q, выражающаяся формулами вида (4.6) и (4.16). При наличии начального дополнительного сопротивления получаемая зависимость отличается от этих зависимостей (4.6) и (4.16), представленных в виде двух прямых. Это вызывается также неточным определением пластовых и забойных давлений вследствие неполной стабилизации, наличия жидкости на забое и ошибок в определении коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. Исследования в таких случаях необходимо повторить. Если это невозможно, или вторично получаются те же результаты, то можно использовать приближенные методы обработки результатов исследования.

Рассмотрим пример, когда в скважине имеется неизменное количество жидкости, уходящее в пласт при ее остановке.

Забойное давление, вычисленное по давлению на головке, оказалось меньше истинного на 63, т.е. р'3 = р3 - 63.

Индикаторная кривая в этом случае имеет вид при Q < QKp на рис. 4.9 и описывается уравнением вида

р1к - pi =aQ + c, (4.62)

где

с = 2р363 + 63. (4.62’)

261

Рис. 4.9. Зависимость Аp2 от Q, полученная при исследовании скв. 1781 Уренгойского месторождения, приФ = 0,104, , = 0

Рис. 4.10. Зависимости Ap2/Q от Q (кривая 1) и (Аp2- c)/Q от Q (прямая 2) по результатам исследования скв. 1781 Уренгойского месторождения при

ф = 0,1, , = 0, O = 21

Кривая отсекает на оси ординат отрезок O (см. рис. 4.9). Начальное дополнительное сопротивление cп=2p 6 —6. Измерив на графике его значение, можно определить поправку на пусковую депрессию

6з = pпл - ^JpIa - c0. (4.63)

262

По найденному значению 63 из формулы (4.63) определяем 63 и далее по формуле (4.62’) находим с для каждого режима. Представив результаты исследований в координатах (Рпл ~ Р'32 - с) / Q от Q, получим горизонтальную прямую, по которой определяем а (рис. 4.10, кривая 2). Если разница в значениях с для первой и последней точек невелика (10 %), можно принять с = с0 постоянным для всех точек.

При наличии жидкости также и в призабойной зоне пласта дополнительное начальное сопротивление будет складываться из двух величин. Тогда пусковую депрессию 63 можно оценить по количеству жидкости в скважине и с учетом сопротивления, вызванного влиянием капиллярных сил:

б3 = Рж% + Ф, (4.64)

гДе Рж — плотность жидкости (воды или конденсата); h — высота столба жидкости в стволе остановленной скважины, если бы жидкость не проникала в пласт при остановке; д — ускорение свободного падения; ср - дополнительный перепад давления, вызванный капиллярными силами на границе газ — вода в призабойной зоне пласта.

В первом приближении ср (в МПа) можно оценить следующим образом:

ср = 0,005 /4к, (4.65)

где к — проницаемость, мкм2.

Коэффициент с0 при измерении давлений глубинным манометром или вычислении забойных давлений по затрубному пространству равен коэффициенту ср, при этом ср = 63. Величину с в формуле (4.62) назовем начальным фильтрационным сопротивлением (НФС).

Максимальную высоту столба жидкости h, способную оставаться в трубах в зависимости от дебита газа, приближенно определяют по формуле

h =------------------, (4.66)

1,12-105pD2

где L — глубина скважин; Q — дебит газа; Г — средняя температура в стволе; z — коэффициент сверхсжимаемости для р и Г; р — среднее абсолютное давление в стволе скважины; D — диаметр труб.

При работе скважины, когда Q > QKp (рис. 4.11),

263

Рис. 4.11. Индикаторная кривая (зависимость Ар2 от Q) при наличии

жидкости на забое скважины по результатам исследования скв. 1811

Уренгойского месторождения:

1 - при Q < QKp; 2 - Q > QKp

Рис. 4.12. Результаты обработки исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения при наличии жидкости на забое:

1, I - Аp2/Q от Q; 2, II - (Аp2- c)/Q от Q при Q < QKp; 3, III - (Аp2- c)/Q от Q при Q > QKp; 4, IV - (Аp2- c)/Q от Q при QKp = 298

264

р^-Рз = aQ - bQKVQ + bQQ + с. (4.67)

Обрабатывая в координатах (p2UA - р32 - с) / Q от Q , определяем значение Ъ как тангенс угла наклона прямой к оси Q, в интервале дебитов Q > QKp т.е. формулу (4.67) приводим к виду (рис. 4.12)

Рпл " р'3 =а-ЪQKD + foQ. (4.68)

Q p

Наличие жидкости на забое четко фиксируется глубинным акустическим прибором при проведении акустико-гидродина-мических исследований.

При исследовании скважин на забое, в призабойной зоне которых отмечается присутствие жидкости и твердых частиц, может происходить очищение призабойной зоны в процессе испытаний. При этом критический дебит Q растет, а коэффициенты а и Ъ уменьшаются, индикаторная кривая будет выпуклой к оси ординат. Для определения QKp и коэффициентов а и Ъ необходимо дополнительно провести испытание в обратном порядке, т.е. от больших дебитов к меньшим.

Если порода или жидкость скапливается на забое в процессе испытания и ее количество увеличивается с ростом дебитов, коэффициенты а и Б" также увеличиваются и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных а и Ъ. Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.

При определенных гидродинамических условиях газовые скважины с жидкостью на забое могут эксплуатироваться, когда одна часть жидкости выносится с забоя, а другая часть одновременно уходит в пласт при работе скважин, что в свою очередь может влиять на дальнейшее конусообразова-ние.

Если в пористой среде имеется жидкость, то при фильтрации газа коэффициенты а и Ъ зависят от ее количества и будут переменными, а естественная акустическая интенсивность аэродинамического шума резко возрастает (на порядок)1 при проведении исследований по сравнению с потоком сухого газа. При совместном течении газа и жидкости фильт-

'Указанное обстоятельство также может способствовать более быстрому подтягиванию языков и конусов воды по отдельным пропласткам.

265

рация газа и жидкости может подчиняться различным законам.

При сопоставлении результатов исследований, проводимых в разное время на одной и той же скважине, индикаторные кривые не совпадают. Это, в частности, может быть вызвано изменением количества жидкости в пористой среде и на забое, при изменении параметров призабойной зоны по мере эксплуатации скважины.

Наблюдается общая тенденция перехода на завершающей стадии разработки к эксплуатации скважин по закону Дарси.

В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов, уравнение притока соответствует формуле (4.6) в том случае, когда в каждом из пластов справедлив закон Дарси до минимального критического перепада давления Аp* v соответствующего наступлению в одном из пластов критического дебита QKpl. При этом суммарный критический дебит будет соответствовать сумме дебитов, соответствующих критическому дебиту в одном из пластов QKpl и дебитов меньше критических, в других пластах которым соответствует этот минимальный критический перепад давления Лpкрг При Q > QKpl суммарная индикаторная кривая будет отражать условия, когда в одном из пластов фильтрация подчиняется трехчленному закону, а в других — закону Дарси. В последующем с ростом депрессий последовательно наступает QKp в каждом из других пластов. Только после достижения QKp в каждом из пластов во всех пластах будет отмечаться фильтрация согласно (4.16). Суммарная индикаторная кривая соответствует прямой до QKpl в одном из пластов и ApjLlr за исключением этого начального прямолинейного участка, которая подчиняется (4.6). Суммарная индикаторная кривая при дальнейшем увеличении дебита может не подчиняться формуле (4.16).

Для определения параметров каждого из пластов необходимо применять глубинные акустические приборы и дебито-метрию скважин, в результате которой наряду с суммарным определяется дебит газа из каждого пласта и фиксируется начало нарушения закона Дарси в каждом из пластов.

 

4.2.7. ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ И ДЕБИТОВ ГАЗА

При эксплуатации и исследовании скважин в процессе продувок газа, а также при эксплуатации скважин, не оборудованных газовыми счетчиками, встречаются затруднения с определением забойных давлений и дебитов газа по сравнению с обычным определением по измерителю расхода.

Рассмотрим методику приближенных расчетов забойных давлений и дебитов газа для случаев, наиболее часто встречаемых на практике, и в том числе при работе нескольких скважин в один шлейф, исследовании скважин в газопровод с одновременной подачей газа по затрубному пространству и НКТ и др. Для получения желаемой точности предварительно по каждой скважине необходимо определить истинные значения коэффициентов сопротивления X, включая значения местных сопротивлений установленного в скважине подземного оборудования (клапанов и др.). С этой целью скважину исследуют на разных режимах с применением глубинных приборов для построения зависимостей А. от Re для каждой скважины с учетом жидкости на забое и в струе газа. В коэффициенты сопротивления при наличии местных сопротивлений вводятся поправки, которые предварительно находятся экспериментальным путем в промысловых условиях моделирующих работу скважин.

1. Когда имеются давления на головке и затрубном пространстве, оценка дебита газа при эксплуатации по НКТ может быть произведена по формуле

О

рзте зт - р е s

е

(4.69)

где s3T — относится к затрубному пространству; sT — к фонтанным трубам. В этом случае забойное давление вычисляется по барометрической формуле.

Если скважина эксплуатируется по затрубному пространству, то в формуле (4.69) величина 9 берется соответственно

i i- 2S

для затрубного пространства и р е s и рзте зт меняются ме-

г г

стами.

2. При работе скважины совместно по НКТ и затрубному пространству, а также при известном суммарном дебите газа

267

Q для определения забойного давления вначале находим дебит газа по затрубному пространству из формулы

/ 2 2 s 2 2 s \ 2 ' 2 pixe _ pге Ч

Q- Q -\Q +—-----------—------I1

ег и ег

Q,т =-------!-----------------------------------------------------, (4.70)

1-езг/ег

где Q - суммарный дебит газа; Qr и Q3T - дебит соответст-венно по фонтанным трубам и по затрубному пространству; 9Г и 9ЗТ - соответственно дебит по НКТ и затрубному пространству.

Дебит газа по НКТ QT = Q - Q3T. По найденному дебиту Q3T или Qr забойное давление

p2Te2s^ + QTQ2 = Vp32Te2s3T + e3TQ32

ЗТ^ЗТ

Когда pзт = pг, т.е. работает в один шлейф, формула (4.70) упрощается и имеет вид

Q =-------, Q (4.71)

1 +

11

D 5 V,,

Этот метод молено применять для определения забойного давления при исследовании скважин в газопровод, когда с целью получения более широкого диапазона измерения дебитов допускается одновременная эксплуатация по фонтанным тру-бам и затрубному пространству. При этом заметим, что за-бойное давление определяется по одному из дебитов Qr или Q3T согласно формуле (4.75). Индикаторная кривая, характеризующая уравнение притока, определяется по суммарному дебиту.

3. При эксплуатации скважины по НКТ, если имеются результаты проведенных ранее исследований, забойное давление определяется по затрубному давлению по барометрической формуле. Дебит газа в пределах изменения Q < QK для данного рзт

(p2 -p2e2s3T)

Q = ^—^i-------. (4.72)

a

При разобщении затрубного пространства пакером дебит газа по известному давлению на головке рг

268

о

2 ( ¦>

а + 461 р2

Р2A

2s

26

(4.73)

Исходя из (4.72) и (4.73) строятся кривые Q от рзт и рг для интервала дебитов Q < QKp. При известном значении QKp методом итераций находят дебит газа по формулам

Рз2тA2-

О

Ь0„

Q-QKpln

^

prASr - 9rQ2

О

а - fo | QKD - Q - 0KDln-----1

{ 0KpJ

(4.74)

При эксплуатации скважины как по НКТ, так и по за-трубному пространству строятся соответствующие графики Рг и Рзт от Q.

При одновременной эксплуатации скважины по НКТ и за-трубному пространству дебит газа Qr может быть найден по графику Q от рг и Q3T - соответственно из графика Q от рзт. Значение суммарного дебита определяется как сумма Q =

= О + Озт-

В последующем забойное давление определяется по барометрической формуле или по формуле вида

Рз = VP

aQ,

или

Рз = 0Л

о

Ь|0К

О

0кр1п-------I

Окру

(4.75)

Следует отметить, что точность определения дебитов и забойного давления по приведенным выше формулам будет зависеть от того, насколько рпд, определенное по результатам предыдущих исследований, соответствует данным условиям, при которых осуществляется эксплуатация. Ошибка в определении дебита будет увеличиваться по мере снижения рпд за период исследования и снятия показаний давлений рг и рзт.

Для более точной оценки Q и р3 в последние формулы необходимо подставить пластовое давление, соответствующее времени определения Q, которое может быть приближенно

a

пл

 

о

 

 

269

вычислено исходя из уравнения для удельных объемов дренажа данной скважины:

pL =pL-(i-4,-/q31)

где р^г — пластовое давление /-скважины к моменту определения дебита; р^ и Q3! — соответственно пластовое давление и запасы газа на дату проведения исследования скважин; Qqi — количество газа, добытое из скважин за период времени, в течение которого пластовое давление снизилось с p'mi

ПО РдД! .

4.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ

ФИЛЬТРАЦИИ

Авторами были созданы методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, такие как обработка кривых восстановления давления после их остановки, кривых стабилизации после их пуска и данных их эксплуатации. Эти исследования широко применяются на практике, стали по существу хрестоматийными, вошли в многочисленные инструкции и руководства.

Теоретические и практические исследования выполнены как квазиоднородных пластов, так и пластов со слоистой и площадной неоднородностью и нашли применение при построении компьютерных моделей при проектировании разработки месторождений.

Комплекс исследований, предложенный авторами, при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет осуществлять более глубокое зондирование, характеризовать не только призабойную зону, но и удаленные от нее участки пласта, включая неоднородность пласта.

С помощью газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводность, проницаемость пласта, пористость, неоднородность пласта и т.д.

Совместное использование результатов, полученных из кривых нарастания и кривых стабилизации забойного давле-

270

ния и дебита при пуске скважин, позволило оценивать изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение или засорение зоны и т. д.) при переходе от одного режима к другому при стационарных исследованиях.

Рассмотрим исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации, вначале исходя из энергосберегающих дебитов, что позволяет не выходить за пределы верхней границы закона Дарси, а затем и при Q > QKp.

Обработка кривых нарастания забойного давления

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

pi = а + pigf; (4.76)

о,зббо0цгплгплратю2

крил =------*

шцх

где при Q0 < QKp

2 2 „, 2,25/

« = Рзо + «о = Рзо + Pigr5—;

Rc.np

при Q0 > QKp

а = Рзо + ао - ь(Окр - Q

0

р3 и Рзо — соответственно текущее и начальное забойное давления (до остановки скважины), МПа; t — время восстановления давления, с; Q0 — дебит скважины до остановки, м3/с; рат - абсолютное атмосферное давление, МПа; х - коэффициент пьезопроводности, м2/с; т — пористость, доли единицы.

Приведенный радиус скважины

Лещ, = Ясе-С,

где с - коэффициент, характеризующий несовершенство скважин и скин-эффект.

Обрабатывая в координатах р\ от lgf кривую нарастания, определяют тангенс угла наклона прямолинейного участка, который равен р, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и

271

khTCT

л

Рис. 4.13. Кривая нарастания забой- Рис. 4.14. КВД, построенная по фор-ного давления, обработанная в муле (4.29) для конечного пласта

координатах p.г от lgt

равный а (рис. 4.13). По полученным значениям а и (3 находят следующие параметры пласта: параметр проводимости

kh 42, 4Q0paTTnAz

— = ------------------

коэффициент пьезопроводности

;

(4.77)

^ = 0r 445i?

2,3

Рзо

Р

(4.78)

Если время эксплуатации скважины до остановки значительное, то рекомендуется применять формулу

ЦРпл - Рз) = °Ч + РА

(4.79)

где

ct1 = lg1r11p; p1 = 2,51 —,

(4.80) (4.81)

здесь R — радиус контура питания приближенно равный половине среднего расстояния до соседних скважин.

272

Для определения оц и |31 кривую нарастания обрабатывают в координатах 1д(РдД - pi) от t. Коэффициент а1 соответствует отрезку, отсекаемому по оси ординат, а р — тангенсу угла наклона к горизонтальной оси времени t (рис. 4.14).

По коэффициенту а1 можно определить р и далее по формуле (4.77) параметр kh/\i. По формуле (4.81), зная коэффициент р1г находим параметр х/^к = P1/2,51.

Зная RK и коэффициенты р и Р1г параметр емкости пласта

mh = 7,7'Ш 2Q°p^r^Z. (4.82)

РРАГстРаТ

По результатам исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации авторами предложено определять произведение пористости на толщину пласта mh, который является весьма важным параметром при проектировании разработки для учета неоднородности и подсчете запасов газа как объемным методом, так и по падению давления.

По существу, для трещиновато-пористых коллекторов этот метод является практически единственным. Этот метод широко применяется на практике.

При известной эффективной толщине h аналогично определяют и распределение эффективной газонасыщенной пористости.

Кроме того, по кривым нарастания давления оцениваем площадную неоднородность пласта.

Так, например, в скважине при обработке в координатах

Рз от lgf кривые нарастания давления дают два прямолинейных участка с угловыми коэффициентами 0‘ и Р“, Р“ > 0' (рис. 4.15). Наличие двух прямолинейных участков указывает на то, что на определенном расстоянии от этой скважины расположена зона ухудшенной проводимости пласта (или ли-тологические и тектонические экраны и т.п.). В этом случае параметры определяют, как и для обычной кривой нарастания давления, по первому начальному прямолинейному участку Р'. Чтобы найти пластовые давления, используют второй участок Р“, который обрабатывают так же, как и в случае одного участка. По времени, соответствующему точке пересечения двух прямолинейных участков t1 и найденному значе-

273

Рис. 4.15. Форма кривой нарастания давления при наличии около скважины зоны ухудшенной проводимости

нию % определяют расстояние до зоны ухудшенной проводимости или экранов

1 = д/0,561Д.

Этот способ определения площадной неоднородности нашел широкое применение вначале на Шебелинском месторождении, в последующем на многих месторождениях Западной Сибири и в подземных хранилищах газа.

Как показали проведенные комплексные исследования с применением шумо-, термо- и дебитометрии, после закрытия скважины, вскрывающей единым фильтром пласты с послойной неоднородностью, восстановление давления одновременно сопровождается перетоком газа из одних горизонтов в другие.

Обработка кривых стабилизации давления

При пуске скважины забойное давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабилизируясь до стационарных значений. Если изменение дебита находится в пределах Q < Q , для определения параметров пласта кривую стабилизации обрабатывают по формуле

МП - а1 - р.

где

Ш = (Рпл - Рз)

/0(t); ф

О lg — ; Q

— m 2 05к

а = Pig ^'

р = р/о0.

274

 

Значение общего добытого количества газа QA определяют по графику Q(t), а за Q0 принимается Q(t) при экстраполяции этой зависимости от t = 0.

По найденным графическим путем коэффициентам а и |3 устанавливают те лее параметры, что и по кривым нарастания давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение параметров призабойной зоны в процессе работы скважины. По соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и кривой стабилизации предложено оценивать изменение параметров призабойной зоны скважины.

Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при разных режимах, по ним можно узнать о приобщении к эксплуатации новых продуктивных пропластков. При Q(t) >

> Окр

X = Mt) ~ b(QKp - Q).

Для этого строят кривую стабилизации в координатах X — lgQA/(f). По отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяем а и, как тангенс угла наклона прямой к оси lgQA/Q(f), находим р.

Для определения параметров пласта, если скважина работает при высоких дебитах, когда Q > QKp, кривую стабилизации давления обрабатывают по формуле

О

Комплексное использование предложенных авторами методов исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в комплексе с шумо-, термо-, дебитомет-рией и данных эксплуатации скважин позволило наиболее обоснованно строить компьютерные модели разработки неоднородных пластов, приближающихся по своим параметрам к реальным условиям.

 

4.4. Ддмлнадй-ЙаСкйСазДеауЦлдав еЦнйС

(ДЙСе) аллгЦСйЗДзаь лдЗДЬаз а

ийкалнхп лкЦС

4.4.1. ВОЗМОЖНОСТИ И РАЗВИТИЕ АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Условия движения газа и жидкости в стволе скважины и призабойной зоне и параметры пласта существенно влияют на технологический режим их работы и основные показатели разработки месторождений, что в конечном итоге сказывается на газо- и конденсатоотдаче. Поэтому более точное определение режимов работы и параметров пласта и скважин, в том числе установление дебитов и параметров работающих интервалов пласта, является актуальной проблемой. Это требует разработки и применения новых методов исследования пластов и скважин и контроля за режимами их эксплуатации. В качестве наиболее перспективных является применение акустических методов.

Акустические методы могут быть подразделены на основанные на искусственном возбуждении импульсов упругих колебаний в жидкости и акустико-гидродинамические методы, состоящие в измерении и исследовании естественных упругих колебаний при движении флюидов. Наибольшее применение находит акустический каротаж (звуковая и ультразву-ковая модификации), основанный на возбуждении импульсов упругих колебаний в жидкости, заполняющей скважину, и регистрации их после того, как они прошли через слой жид-кости и окружающие породы. Объемы его применения сегодня исчисляются десятками миллионов метров в год. Акустический каротаж: характеризуется тем, что интенсивность излучаемого поля не превышает 0,1 кВт/м2 [14].

Рассмотрим условия акустического каротажа в скважине, наполненной газом. Разновидностью этого направления в скважинной акустике является технологическое применение мощного ультразвука (более 1 кВт/м2), которое в последние годы начинает находить применение в нефтяной промышленности. Как метод акустического воздействия, он позволяет повысить приток жидкости, увеличить работающие толщины пласта, выравнять приемистость, произвести очистку от солей и парафинов и т. п. Во ВНИИГазе Ю.П. Коротаевым и В.И. Семиным этот метод был предложен в 1969 г. для дегаза-

276

ции конденсата (стабилизации) применительно к Вуктыльско-му месторождению.

Другим направлением акустических исследований являются акустико-гидродинамические исследования пластов и потоков флюида при движении газа на устье, в скважине и пласте (или так называемая шумометрия скважин). Таким образом, был создан акустико-гидродинамический метод, состоящий в измерении акустических характеристик или шумовых эффектов, возникающих в процессе турбулентного движения газа или жидкости в пласте и скважине. Впервые этот метод был предложен для измерения дебита аварийных фонтанов Ю.П. Коротаевым во ВНИИГазе в 1964 г., а в последующем был применен для определения интервалов притока, оценки параметров пласта и распространен на ультразвуковую область. Изучение естественных волновых процессов, возникающих при движении газа и газожидкостных смесей в пористых средах и скважинах, позволило создать новое направление в науке - газодинамическую газонефтепромысловую акустику, открывающую большие возможности и позволяющую на принципиально новой основе рассматривать и исследовать процессы добычи, исследования скважин и разработки месторождений1.

Принципиальным отличием акустико-гидродинамического метода исследования от акустического каротажа и волновых технологий большой акустической мощности является не только то, что в первом случае исследуются естественные, с широкой полосой спектров, а во втором создаются искусственные колебания, но и то, что интенсивность естественного акустического поля на порядок меньше, чем при искусственном воздействии. При этом интенсивность естественного акустического поля применительно к условиям работы скважин и призабойной зоны пласта значительно меньше, чем 0,001 кВт/м2, уменьшаясь с ростом давлений. В связи с отсутствием в достаточном объеме соответствующей аппаратуры АГДМ имеет пока ограниченное применение. Длительное время исследования по указанным двум направлениям волновых технологий проводятся ВНИГРИ, ВНИИнефтью, ГАНГ им. И.М. Губкина, ВНИИГазом, ВНИИЯГТ и др. Однако на данном этапе требуется дальнейшее развитие основных закономерностей распространения акустических полей в пористых средах применительно к разработке газовых и газоконден-

ЧЛринципиальным отличием газогидродинамической акустики от обычной является то, что она сопровождается движением среды, что требует учета членов второго приближения [15].

277

сатных месторождений. Сложность проблем теоретического и практического характера обусловлена нелинейным воздействием упругого поля с горными породами.

В линейной акустике принято считать амплитуду упругой волны бесконечно малой. Волна конечной амплитуды является предметом изучения нелинейного акустико-промежуточно-го звена между линейной акустикой и теорией ударных волн.

Существует два вида нелинейности взаимодействия волн со средой: нелинейность распространения волн (искажение формы синусоидальной волны, акустические потоки и т.д.) и нелинейность состояния среды (дегазация, кавитация, изменение кинетики кристаллизации, химические превращения и т.д.). Нелинейность распространения волн изучена сравнительно хорошо, а нелинейность состояния среды изучена недостаточно.

Как показали проведенные исследования, АГДМ требуется по существу новый подход к теоретическим основам разработки месторождений и исследования скважин, учитывающий процессы нелинейного взаимодействия упругого поля (возбуждаемого искусственно или естественного акустического поля) с горными породами. Такое рассмотрение, возможно, позволит найти новое практическое применение не только акустико-гидродинамическим исследованиям скважин и мощного ультразвука как метода интенсификации, но меняются основные показатели разработки, такие, как число и расположение скважин, их рабочие дебиты (в том числе и обеспечение энергосберегающего дебита, а следовательно, и увеличение конденсатоотдачи и газоотдачи). При распространении в жидкости (или газе) мощного акустического поля в ней возникают непериодические течения — акустические течения. Причина акустических течений заключается в поглощении средой энергии импульса волны. Поскольку импульс волны должен сохраняться, то он передается среде, и она приходит в движение. Акустические течения обычно носят вихревой характер. Они могут быть описаны системой обычных гидродинамических уравнений в поле внешних сил, создаваемых акустической волной [16].

Таким образом, при фильтрации газа и жидкости возникает при наличии акустических колебаний акустическое поле, которое тем выше, чем больше дебит и депрессия на пласт. Мощность акустического поля1 определяется произведением

1В Аp включается только часть общей депрессии на пласт, вызванная нарушением линейного закона фильтрации Дарси.

278

QAp. Наличие акустического поля приводит к акустическому течению, которое начинает оказывать влияние и на фильтрационное течение. Так как акустическое течение носит вихревой характер, то оно будет способствовать ускорению начала нарушений закона Дарси. Таким образом, происходит взаимодействие этих двух течений. Скорость акустических течений пропорциональна коэффициенту поглощения звука. В связи с этим на практике в газовых скважинах чаще отмечается нарушение закона Дарси. С другой стороны, чем больше акустическое течение, тем больше отклонение от закона Дарси, и, возможно, оно практически определяется акустическим полем. Это утверждение нужно проверить экспериментально. В определенной мере доказательством того, что нарушение закона Дарси определяется акустическим воздействием, является трудность экспериментального получения линейного закона фильтрации на кернах, как было установлено А.П. Иванчуком, без применения специальных глушителей-фильтров при наличии турбулентного потока перед керном.

Во ВНИИГазе и ГАНГе им. И.М. Губкина под руководством Ю.П. Коротаева уже длительный период времени проводятся экспериментальные и теоретические исследования по созданию и совершенствованию нового АГДМ исследования скважин.

Сущность АГДМ состоит в комплексном использовании гидродинамических и естественных акустических характеристик (интенсивности и спектра частот) аэродинамического шума, возникающего при движении флюида в скважине и при-забойной зоне пласта для определения параметров потока (дебитов) и пористой среды (проницаемости, пористости, макрошероховатости и др.). Исследования были начаты с создания АГДМ измерения дебита газовых и газоконденсатных скважин [1]. Этот метод и на сегодня является практически единственным при измерении дебитов аварийных горящих и негорящих фонтанов [1, 2]. Так, с помощью АГДМ были измерены дебиты аварийно-фонтанирующих скважин на целом ряде месторождений. М.А Бабаловым с помощью АГДМ был определен дебит аварийного фонтана на месторождении Ур-та-Булак, равный 18 млн. м7сут, ликвидация которого оказалась возможной только с помощью ядерного взрыва, осуществленного в пробуренной наклонной скважине. Дальнейшее развитие АГДМ получил после создания Ю.П. Коротаевым с М.А. Бабаловым глубинного акустического прибора - шу-момера, спускаемого на каротажном кабеле через лубрика-

279

тор в скважину; глубинный нгумомер был вначале опробован на скважинах Щелковского и Калужского ПХГ, Шебелин-ском, Оренбургском, Уренгойском и других месторождениях. В настоящее время АГДМ широко применяется на Вуктыль-ском и Узеньском месторождениях.

Дальнейшее развитие АГДМ было направлено на определение работающих интервалов пласта и распределение дебитов между ними. Уже первые исследования с помощью АГДМ показали его большие возможности по четкому выделению работающих интервалов пласта и распределению дебитов газа между ними. Анализ исследований АГДМ ствола скважины позволил выявить процессы, происходящие в стволе, в том числе условия барботажа и выноса жидкости, места притока жидкости из пласта; перетока и утечки газа. Кроме того, имеется возможность отбивки каждой муфты в насосно-ком-прессорных трубах и положения башмака каждой колонны обсадных труб. Количество газа из каждого пропластка определялось по проценту площади акустического всплеска от общей площади.

Сегодня широкое применение находит АГДМ определения работающих интервалов на крупнейших месторождениях и ПХГ [3, 4]. Анализ результатов применения АГДМ по определению работающих интервалов пласта показал, что, во-первых, они фиксируются с помощью АГДМ только после превышения критической скорости фильтрации, сопровождаемого нарушением линейного закона Дарси и возникновением акустического шума, и, во-вторых, как правило, работающие интервалы составляют только небольшую часть вскрытой толщины пласта и представляются в виде отдельных всплесков акустической интенсивности. Первоначально акустически начинают проявляться пропластки, приуроченные к интервалам, характеризующимся наименьшим значением критического числа Рейнольдса.

С ростом дебитов по АГДМ увеличивается число работающих интервалов, и уже спектральная характеристика представляется в виде сплошной кривой повышенной интенсивности шума всего работающего интервала пласта. Первоначально исследовался весь спектр частот. В последующем было установлено, что основная акустическая мощность при истечении газа из пористой среды относится к ультразвуковому спектру частот, а истечение газа из перфорационного канала—к звуковому диапазону частот.

Ю.П. Коротаевым, СП. Сибиревым и другими исследователями был создан глубинный акустический прибор с двумя

280

отдельными акустическими датчиками для измерения звукового и ультразвукового диапазона частот. Такой подход позволил по интенсивности шума в звуковом диапазоне частот определять дебит газа из каждого перфорационного отверстия, а по характеристике шума в ультразвуковом диапазоне судить о параметрах пористой среды. Проводя АГДМ исследования на различных режимах работы скважин, имеется возможность судить об изменении дебита в каждом перфорационном отверстии или отдельных интервалах пласта.

В то же время с помощью АГДМ оценить работающие интервалы пласта возможно только в том случае, когда в последних создаются условия для возникновения аэродинамического шума при Q > QKp, т.е. при наличии вихревого потока на забое или в призабойной зоне скважины. При этом, как показал анализ проведенных исследований, условия и акустические характеристики являются различными для скважин с открытым забоем и при наличии перфорации. Если в первом случае относительно просто можно судить по АГДМ о параметрах пористой среды, то во втором случае необходимы разработка и создание специальной методики их определения путем выделения ультразвуковой составляющей.

Другим направлением было применение АГДМ для диагностики ствола скважин и в том числе для определения газонасыщенности при движении газожидкостных смесей в стволе скважины.

В настоящее время эти исследования интенсивно развиваются в США. Р. Мак Кинли, Д. Робинсоном, Бауэром и другими исследователями проводились работы по определению дифференциальных дебитов из различных пропластков, а Миландом, Берри, Болдуином - по определению малой локализации утечек газа и жидкости (Энройт) и выделению интервалов поступления твердых частиц породы из пласта.

Оценка дебита газа из перфорационного отверстия экспериментально по шуму струи получена Р. Мак Кинли. Теоретически исходя из уравнения излучения звука в окружающую сРеАУ с учетом ряда упрощений получена зависимость звукового давления от расхода и плотности газа.

Определяется дебит акустическим способом вдоль ствола скважины и на устье, а также при межколонных перетоках газа.

Представляет интерес определение условий и интервалов разрушения призабойной зоны и расхода выносимых частиц породы методом АГДМ.

281

При соударении частиц песка с пьезокерамическим датчиком на его выходе возникает импульс напряжения. Появилась возможность рассчитать также дебиты, которые гарантируют износостойкость элементов оборудования.

При анализе акустических волновых процессов, кроме аналитических методов, используется кибернетический подход.

Е.Ф. Афанасьевым рассмотрена генерация звука в насыщенной флюидом пористой среде. Из решения волнового уравнения для динамики насыщенных пористых сред получено, что при ламинарном режиме фильтрации источники звука не проявляют себя. Таким образом, звук аэродинамического происхождения, генерируемый насыщенной флюидом пористой средой, происходит только при вихревом течении. АГДМ, может быть использован и для определения допустимого выноса песка из скважины при эрозии оборудования.

Для определения максимально допустимого дебита газа необходимо знать изменение выноса количества песка от дебита газа, что реализуется методом АГДМ при промысловых исследованиях, которым предшествуют стендовые испытания.

На основании теории усталостного разрушения при эрозии Е.Ф.Афанасьевым и другими исследователями [17] выведена формула для определения глубины износа в зависимости от количества выносимого песка и дебита газа. Более точно износ определяется общим количеством песка, прошедшего через данный узел оборудования.

АГДМ исследования скважин в б. СССР начал применяться значительно раньше, чем в США [15].

Проведенные Ю.П. Коротаевым, Ю.И. Бородиным и К.Л. Грдзеловой [6] и в США Бритом и Р. Мак Кинли [5] исследования АГДМ ствола скважины показали, что для эмульсионного течения характерны частоты 300 — 700 Гц, для четоч-ного - 200 Гц. При частотах свыше 1000 Гц двухфазный поток практически не отличается от однофазного.

Применение АГДМ исследования скважин значительно расширяет возможности получения дополнительной информации о параметрах пластов и скважин [2, 7]. АГДМ послужил основой для совершенствования методики гидродинамических исследований скважин, более точного определения коэффициента фильтрационного сопротивления и обоснования и установления оптимального энергосберегающего режима их работы [8, 9]. Применяя при АГДМ в глубинном акустическом приборе, спускаемом в скважину, специальные акустические датчики по измерению количества песка, имеется воз-

282

можность установить количество и интервалы его выноса. Такие исследования на скважинах были выполнены СП. Си-биревым и др. Развитие этого направления позволяет установить оптимальный технологический режим эксплуатации скважин с заданной степенью надежности их работы.

По предложению Ю.П. Коротаева в ГАНГ им. И.М. Губкина разрабатывается информационно-управляющая система непрерывного контроля и управления технологическим режимом работы скважин, основанная на акустических датчиках, устанавливаемых на устье, с подачей по радиоканалу со скважины до УКПГ данных о дебите газа, давлении, температуре и количестве жидкости в газе и выносимого песка.

В качестве дальнейшего развития предложенной системы контроля состояния скважин предложено осуществлять контроль за межколонным давлением и также вибрацией на устье скважин. Предварительные экспериментальные исследования по этому вопросу на скважинах Карачаганакского месторождения выполнены К.Л. Грдзеловой и Л.Б. Габелко, которые были продолжены на Уренгое СП. Сибиревым и А. Епифановым. Предполагаем, что это даст возможность судить не только о вибрации устьевого оборудования и фонтанных труб, но и деформации обсадных колонн при различных режимах эксплуатации скважин, а также других параметрах. Это позволит инструментально определять технологический режим с учетом ограничения на надежность работы скважин. При решении этого вопроса предполагается использовать результаты, полученные для контроля забойных параметров, используя ствол скважины как канал связи [10, 11].

В настоящее время испытаны три модификации системы контроля технологического режима работы скважин: первая — с периодическим измерением показаний на скважине; вторая — с запоминанием измеряемых параметров в течение двух месяцев и третья - с передачей информации по заданной программе по радиоканалу на УКПГ. В качестве автономных источников питания применены, кроме батарей и аккумуляторов, солнечные батареи, термические генераторы и испытывались ветровые двигатели [8]. Измерение количества выносимого песка акустическим методом в комплексе с исследованиями абразивного износа оборудования дает возможность на совершенно новой основе устанавливать технологический режим работы скважин с заданной степенью надежности с учетом допустимого износа и вибрации оборудования. Акустический контроль количества жидкости позволяет моделировать всю систему, включающую призабойную зо-

283

ну пласта и ствол скважины, в целях выбора оптимальных условий для технологического режима работы газовой и газо-конденсатной скважины с жидкостью в стволе и на забое, в том числе и при наличии начального дополнительного сопротивления.

В последнее время развитие АГДМ было связано с исследованием фильтрационных процессов и создания АГДМ исследования пористых сред и скважин. В этих исследованиях принимали участие К.Л. Грдзелова, АА. Иванчук, АН. Дав-летшин, СП. Сибирев, Ш.К. Гергедава, Д.М. Симченко, Д.И. Иванов, Г.М. Гукасян, Е.Ю. Красновидов и др.

4.2.2. АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРИСТЫХ СРЕД

Акустико-гидродинамические исследования пористых сред проводились на специальной экспериментальной установке для искусственных и естественных кернов, в рабочую камеру которой на выходе газа из керна был вмонтирован микрофон. Разновидностью ее являлся монтаж: акустического датчика вдоль боковой образующей керна при акустико-гидроди-намических исследованиях фильтрации жидкости.

На первом этапе АГДМ исследования кернов проводились только при высоких дебитах. Был сделан вывод о том, что возникновение шума при фильтрации газа связано с нарушением линейного закона Дарси [12]. В то же время в тот период сделать вывод о наличии верхней границы применимости закона Дарси не было оснований. Потребовались дополнительные прецизионные исследования, охватывающие весь широкий диапазон фильтрации от закона Дарси до его нарушения. Сегодня является неоспоримым фактом, что, измеряя акустические характеристики шума при фильтрации газа, можно четко фиксировать переход от линейной к нелинейной фильтрации.

АГДМ позволяет на новой основе проводить исследования кернов, изучать фильтрационные процессы на микроуровне, устанавливать связь емкостных и фильтрационных параметров с интенсивностью и частотными характеристиками аэродинамического шума [7].

С помощью АГДМ имеется возможность инструментального раскрытия внутреннего механизма фильтрации при исследовании кернов. С этой целью проводились прецизионные исследования АГДМ кернов, результаты которых были в последующем подтверждены на скважинах по многим месторождениям страны.

284

Эти исследования, проведенные на значительном числе естественных и искусственных кернов, позволили экспериментально установить, что при достижении определенной критической скорости возникает как на выходе из керна, так и в самой пористой среде аэродинамический шум, вызванный турбулентными и инерционными пульсациями давления в пористой среде. При этом аэродинамический шум наблюдается в широкой полосе частот, но основная мощность, как было установлено в последующем, приходится на ультразвуковой диапазон [13].

Результаты исследований показали, что при малых числах Рейнольдса справедлив линейный закон фильтрации. В этом случае, кроме фона, практически отсутствует аэродинамический шум. После достижения критической скорости (дебита) фильтрации (сразу или после некоторой зоны ^сформировавшейся турбулентности) наблюдается отклонение от линейного закона фильтрации, что сопровождается резким повышением интенсивности аэродинамического шума. При этом ширина и интенсивность спектра частот с ростом скоростей увеличиваются от отдельных всплесков до сплошного. В неоднородных коллекторах, имеющих различные фильтрационные параметры по толщине пласта (площади керна), нарушение линейного закона, а следовательно, и пороговое возбуждение генерации шума происходят селективно, начиная с участков с высокой проницаемостью или, точнее, с большим значением к/1. В целях установления зависимости между неоднородностью коллекторов и акустическими, гидродинамически и термодинамическими характеристиками Л.Б. Габел-ко и М.Г. Требиным совместно с сотрудниками НИХФИ им. Л.Я. Карпова проведены уникальные по исполнению специальные исследования, в которых наряду с АГДМ исследования регистрируется распределение инфракрасного излучения на торце керна с помощью специального телевизора. Предварительные результаты показывают изменение характера теплового поля от режима к режиму и в основном подтвердили высказанные предположения о связи акустических всплесков с неоднородностью кернов.

Связь между акустической интенсивностью Рзв и мощностью рассеивания энергии QAP Е.Ф. Афанасьевым представлена в виде

2

Рзв = Е &PQ = bAAPQ, 4яс0т

285

где Рзв — интенсивность гяума; С0 — скорость звука; R — расстояние от источника гяума до акустического прибора (микрофона); 1 — параметр макрошероховатости.

Так как звук проявляет себя после достижения ReKp, которому соответствует определенное (APQ)Kp, тогда предыдущее уравнение было модифицировано с учетом этого обстоятельства. При обработке результатов АГДМ исследований кернов в координатах Рзв и APQ получаем прямую, отсекающую на оси абсцисс отрезок, соответствующий критическому значению (QAP)Kp с тангенсом угла наклона ЪА. Такая зависимость между Рзв и QAP имеет вид

К

QAP - (QAP)

к

где

ЬА

ш2

При значениях (ОАР)кр > QAP фильтрация происходит по линейному закону и аэродинамический шум отсутствует, т.е. значения Рзв соответствуют окружающему фону и экспериментальные точки лежат на оси QAP.

При прохождении газа через пористую среду, сложенную из пор различного диаметра, для каждого диаметра пор имеется своя частота, а интенсивность звука на каждой частоте соответствует количеству пор данного диаметра. Как бы играет целый оркестр, состоящий из разных инструментов. Задачей измерительной аппаратуры является по акустическим характеристикам определить, какие диаметры пор и сколько их. Задачей является вместо средних значений проницаемости найти функцию ее распределения, зависящую от распределения пор по размерам.

В кернах наблюдается различие в частотах свыше 15 — 20 кГц и более. В связи с этим в глубинный шумомер вставляется преобразователь этих высоких частот.

Образование звука в пористых средах АН. Давлетшин объясняет механическими неоднородностями и изменениями скоростей и направления. Звук имеет максимум мощности в области частот 10-100 Гц. Потоком жидкости, движущимся по разрушенному цементному кольцу, излучается звук в диапазоне частот 1 —2 Гц.

 

 

4.4.3. АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Определение дебита при аварийном фонтанировании. В условиях аварийного фонтанирования определение дебита скважины обычными методами невозможно. Ю.П. Коротае-вым предложен акустический способ определения дебита, основанный на взаимосвязи гидродинамических параметров струи газа с акустическими характеристиками звукового давления, создаваемого этой струей.

Для определения зависимости между дебитом струи газа и шумом, генерируемым при истечении струи в атмосферу, были проведены эксперименты. В результате обработки данных экспериментов получены зависимости 1=1 (Q) д,ая горящих и негорящих струй на различных расстояниях г от устья до точки измерения и при разных дебитах (рис. 4.16).

Формула, связывающая дебит фонтанирующей скважины со звуковым давлением, имеет вид

0 = 3,2-ЮМ1'

[170+ 0,59ГЕ

0,125

50

10°

0,125

0,6 — + 0,4

г в

, (4.83)

где О - дебит фонтанирующей скважины, м3/сут; d - диаметр выходного устройства, м; г — расстояние от устья до

Рис. 4.16. Зависимость I от Q :

а — ббз горбния* б — при горении

287

2

точки измерения, м; S0 — площадь; сечения струи, м2; / — звуковое давление, дБ; Гг — температура истекающего газа, К; Гв — температура воздуха во время измерения, К.

Предельная относительная погрешность при вычислении по этой формуле не превосходит 7 %.

Сверхкритические перепады давления в выходном сечении насадки. Формула, связывающая дебит струи со статическим давлением в выходном сечении насадки при критическом и сверхкритических перепадах давления, имеет вид

2,27-10-

О.

d

(4.84)

После элементарных преобразований эта формула принимает вид

1 = 1,651nroQ + oQ + 11,7, (4.85)

где

г d

 

[170+ 0,59ГВ

0,6— + 0- 4 Г.

о = -7,22 • 10 4^Чр-а

Безразмерная формула связывает звуковое давление / в точке измерения с дебитом фонтанирующей скважины Q при критических и сверхкритических перепадах давления.

При определении дебита аварийно-фонтанирующей скважины по звуковому давлению необходимо установить характер истечения: дозвуковой (статическое давление на срезе выходного устройства равно атмосферному) или звуковой (статическое давление на срезе > ЮМПа). Это необходимо сделать, поскольку в указанных двух областях действуют различные закономерности.

Безразмерное выражение

[170 + 0,59ГВ

8,18-10-

s0

10и

о,б-^ + 0,4

2 г в

(4.86)

0-57

 

2

2

1

 

288

связывает условия измерения (г, Гв) и условия истечения (d, Гг) с уровнем звукового давления / при истечении газа со звуковой скоростью, но при р = 10 МПа.

Горящие струи. В результате изучения звукового давления (шума) горящих струй были получены зависимости вида 1 = 1 (Q) (см. рис. 4.16,6). Для холодных струй (см. рис. 4.16, а) I = I (Q). Сравнение уровня звукового давления / в какой-нибудь выбранной точке измерения показывает, что при одинаковых режимах истечения (Q = const, d = const) шум горящих струй всегда выше шума холодных струй. Путем обработки экспериментальных данных получена безразмерная формула, связывающая давление р на срезе выходного устройства с величинами I, г т d для случая горения газа при фонтанировании:

Р 1^0,117-17,6

Ратм

(4.87)

Подставив выражение для р в (4.84), получим

2,2

Q = 4,4-10011/-15'6^р^. (4.88)

д/гг d '

Здесь г, d — в м; Гг — в градусах; рг — в Па; Q — в млн. м7сут.

Формула (4.88) основная для определения дебита фонтанирующей скважины при горении газа.

Определение параметров пластов и скважин по данным акустических исследований (шумометрия). Глубинные исследования скважин проводят с помощью глубинного шумомера.

Для исследования скважин АГДМ был разработан акусти-ко-гидродинамический прибор - глубинный шумомер. На рис. 4.17 приведена схема взаимодействия турбулентной струи газа из перфорационного отверстия и призабойной зоны пласта с чувствительным элементом глубинного шумомера. Для глубинных шумомеров пригодны стандартные геофизические станции. В глубинном шумомере были установлены три датчика для получения информации в ультразвуковом и низкочастотных диапазонах. На рис. 4.18 приведена блок-схема скважинного шумомера с наземной измерительной панелью.

Находясь в стволе работающей скважины, чувствительный элемент шумомера реагирует на звуковое излучение, создаваемое потоком газа. Реакцией чувствительного элемента (пье-

289

Рис. 4.17. Схема взаимодействия турбулентной струи газа из перфорационного отверстия с чувствительным элементом глубинного прибора

зодатчика) является электрический сигнал, поступающий в электронный блок предварительного усиления и далее по кабелю на дневную поверхность. Области с наиболее развитой турбулентностью генерируют звук большей интенсивности. Такими областями в работающей скважине являются места сообщения скважины с пластом. Поэтому при прохождении глубинным шумомером газоотдающих интервалов сигналы, вырабатываемые чувствительным элементом, резко увеличиваются по амплитуде.

В качестве наземной панели используется измеритель шума и вибраций типа ИШВ-1 или вольтметр. При замере акустического шума можно снимать значения интенсивности в общей полосе частот, так называемую линейную интенсивность I^. Встроенные в прибор активные фильтры позволяют фиксировать интенсивность шума в диапазоне частот 31 —

290

Рис. 4.18. Блок-схема скважинного шумомера:

1 - фонарь датчика; 2 - пьезокерамический датчик; 3 - скважинный глубинный прибор; 4 -

корпус; 5, 6 - шасси; 7 - кабельная головка; 8 - наземная измерительно-преобразовательная

штекерные вводы-выводы; 11, 12 — монтажные платы; 13, 14 — стрелочные приборы; 15

защитный металлический панель; 9 — корпус; 10 — - блок коммутации

 

8000 Гц. Шумограмма записывается на фоторегистратор и магнитофонную ленту. Одновременно проводится прослушивание скважины с помощью магнитофона. Запись на магнитофонную ленту позволяет многократно воспроизводить ее, а также проводить анализ шумограмм, полученных при исследовании скважин, в лабораторных условиях. В результате каждого испытания скважины строится диаграмма с записью изменения интенсивности шума в диапазоне глубин, соответствующих местонахождению газоносного пласта.

Принимая площадь всех аномалий шума за единицу и вычисляя долю площади каждой аномалии от суммарной, можно оценить дебит скважины из каждого работающего пропласт-ка в соотношении, равном соотношению площадей аномалий.

Исследования скважин АГДМ проводились на Шебелин-ском, Оренбургском, Уренгойском и других месторождениях, а также на Щелковском и Калужском ПХГ. С помощью АГДМ определяли: газонасыщенность в стволе скважины; работающие интервалы пласта и распределение дебитов между ними; распределение дебитов между отдельными перфорационными отверстиями и характер их перераспределения в зависимости от режимов работы скважины; установление зон перетока газа в работающих и остановленных скважинах; межколонные перетоки газа, интервалы и количество выносимого песка, энергосберегающий дебит.

Результаты исследований скважин показали, что шумомет-рия позволяет в комплексе решать следующие задачи:

выявление интервалов притока газа в скважину и оценка дебита каждого работающего интервала;

определение характера притока — одно- или двухфазный;

оценка коллекторских свойств газоотдающих интервалов;

диагностика состояния ствола скважины.

Исследования показали, что шумометрия позволяет четко выделять места притока газа и жидкости не только в открытом стволе и зоне перфорации, но и в зоне продуктивного пласта, перекрытого насосно-компрессорными трубами (рис. 4.19). В левой части приводятся результаты оценочных расчетов притока из газоотдающих интервалов. Из рисунка видно, что наибольший приток приходится на интервал 1572—1598 м (-39,9 тыс. м7сут) и 1668-1721,5 м (-56,6 тыс. м7сут). Суммарный приток из зоны, перекрытой насосно-компрессорными трубами, примерно равен 138,6 тыс. м3/сут, что составляет -70 % от общего дебита скважины. С увеличением деби-

292

Рис. 4.19. Газоотдающие интервалы в зоне, перекрытой насосно-компрессорными трубами в скв. 182 при Qr = 200 тыс. м3/сут

Рис. 4.20. Шумопэамма, полученная пои разных дебитах

та от 300 до 400 тыс. м3/сут наблюдается увеличение толщины и числа газоотдающих интервалов (рис. 4.20).

На рис. 4.21 показаны диаграммы интенсивности шума, возникающего в перфорационных отверстиях при росте Де-битов газа от 416,2 до 1110,3 тыс. mVcvt. Они позволяют установить характер взаимодействия между перфорационными каналами, выявить наиболее продуктивные пропластки и найти распределение фильтрационных параметров неоднородного пласта по разрезу.

293

Рис. 4.21. Диаграмма для определения АГДМ изменения дебита между перфорационными отверстиями при различных режимах работы скважины:

1-6 - номера перфорационных отверстий; V - интенсивность шума; 7Г -

глубина скважины

На скв. 9101 Уренгойского месторождения, по результатам интерпретации термограмм (ТМ) и расходометрии установлено, что работает весь интервал перфорации 1069,2-1112 м. Наиболее активно по данным термометрии газ поступает из

294

Рис. 4.22. Диаграмма для определе- Рис. 4.23. Диаграмма для опреде-

ния работающих интервалов по ления перетока газа в остановлен-

АГДМ в скв. 9101 Уренгойского мес- ной скважине по АГДМ на скв. 9101

торождения Уренгойского месторождения

трех интервалов: I - 1090-1102, II - 1076-1078, III -1070-1072 м.

Эти же работающие интервалы четко выделяются по АГДМ (рис. 4.22). После остановки скважины на термограммах наблюдается малодебитный переток из пласта I в пласт II, связанный с разной выработанностью пластов. На диаграммах АГДМ (рис. 4.23) эти участки разреза скважины отмечаются повышенным шумом. Следовательно, анализ исследований АГДМ позволил выявить процессы, происходящие в стволе остановленной скважины. Сравнение результатов определения относительного дебита по данным расхо-дометрии и АГДМ приведено в табл. 4.1.

295

нAЕгасA 4.1

Номер скважины
Режим работы скважины
Номер
работающих
интервалов
Относительный дебит

по рас-
ходомет-
рии
по
АГДМ

1722 9101
Скважина работает в шлейф
Скважина работает на ДИКТ dm = 15,5 мм Скважина работает на ДИКТ dm = 18,2 мм Скважина работает на ДИКТ dm = 22,4 мм Скважина работает в шлейф
Скважина работает на ДИКТ dш = 28 мм
I (1202-1209)
II (1180-1195)
I II
I II
I II
I (1090-1102)
II (1076-1078) III (1070-1072)
I
II III
0,18 0,82 0,40 0,60 0,21 0,79 0,12 0,83 0,70 0,20 0,10 0,7 0,2 0,1
0,17 0,83 0,33 0,67 0,15 0,85 0,11 0,89 0,83 0,11 0,06 0,94 0,03 0,03

Сравнение результатов выделения работающих интервалов АГДМ с дебитометрией и термометрией показано на рис. 4.24.

Исследования спектра шума одно- и двухфазных потоков проводились Маккинли в 1973г. и Ю.И.Бородиным в 1976г. Моделирование однофазного потока в опытах Маккинли осуществлялось дросселированием газа (воздуха в затрубном пространстве, заполненном мраморной крошкой, приемник звука помещался в трубе). При моделировании двухфазных потоков затрубное пространство заполнялось водой и газ дросселировал через воду. Для однофазного потока как газа, так и воды характерен тип спектра, показанный на рис. 4.25, с возрастанием амплитуды в области 1000-2000 Гц.

Моделирование двухфазного потока позволило по характеру спектра выделить три типа течения: 1) эмульсионное (образование цепочки пузырьков) с пиком спектра в интервале частоты 300 — 600 Гц; 2) слабое четочное течение, для которого амплитуда после 200 Гц уменьшается, но есть незначительные пики, соответствующие пикам первого режима; 3) сильное четочное течение, для которого максимальной является амплитуда в области частоты 200 Гц.

Все три типа двухфазного потока имеют характеристику, совершенно отличную от характеристики однофазного потока. А именно: двухфазные потоки имеют максимальный уровень шума в диапазоне 200-600 Гц, связанный с эмульсион-

296

Рис. 4.24. Выделение газоотдающих интервалов с помощью АГАМ (I), де-битомера (II) и термомера (III) по скв. 174 Шебелинского месторождения.

Дебит 840 тыс. м3/сут

Частота,

Рис 4 25 Спектоы одно- и лвухЛазного потоков Типы течения-

сильное четочное; 2 - слабое четочное; 3, 4 - однофазный поток

 

1

ным или четочным течением. Однако при 1000 Гц наблюдаются особенности, типичные для однофазных потоков, т.е. для турбулентности свободной струи. При частоте / > 1000 Гц характеристика двухфазного потока практически не отличается от однофазного.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4

1.А.С. 179960. Коротаев Ю.П. Способ измерения дебита фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин.

2. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. - М: Недра, 1968. - 427 с.

3. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М: Недра, 1975.

4. Коротаев Ю.П., Бабалов М.А. Акустический способ выделения работающих интервалов газоконденсатных пластов/Газовая промышленность. — 1970. - №11.

5. Мс. Kinley R.M., Bower EM., Rumble R.C. The structure and interpretation of noise from frow behind cemented casing J.P.T., March, 1973, pp. 328-338.

6. Коротаев Ю.П., Грдзелова К.Л. Исследование газовых скважин с помощью шумометрии. - М: изд. ВНИИЭгазпром, 1983.

7. Коротаев Ю.П., Ширковский AM. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М: Недра, 1984. - 486 с.

8. Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления/Газовая промышленность. -1988. - №7. - С. 39-41.

9. Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита скважин/Газовая промышленностью. - 1989. - №6.

10. Коротаев Ю.П, Пальчик К.Б. Об информационном использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров//Реф. сб. РиЭГГКМ. - 1971. - № 12.

11. Пальчик К.Б., Коротаев Ю.П. Об использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров.//Реф. сб. РиЭГГКМ. -1982. - № 2.

12. Коротаев Ю.П, Грдзелова К.Л., Козьмина Т.П. Исследование границ применимости линейного закона фильтрации Дарси акустическим спосо-бом//Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. - 1985. - Вып. 192.

13. Коротаев Ю.П., Иванчук А.П., Ермолшн О.В., Сибирев СП. Акустико-гидродинамический метод исследования коллекторов нефти и газа/Газовая промышленность. — 1988. — № 8.

298

14. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. - М: Недра, 1983.

15. Бергман. Ультразвук. -М: И.Л. - 1956.

16. Руденко В.В., Солуян СИ. Теоретические основы нелинейной акустики. -М: Наука, 1975.

П.Афанасьев Е.Ф., Гриценко А.И., Требин Ф.А., Черепанов Г.П. Скорость абразивного износа газонефтепромыслового оборудования/Нефтяное хозяйство. - 1970.- №3.

18. Коротаев Ю.П. и др. Добыча, подготовка и транспорт природного газа: Справ, руководство. - М: Недра, 1984. - Т. 1. - 360 с.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И.
Теория и опыт добычи газа.

Глава № 4

Навигация

Аннотация-Оглавление-Введение

Глава 1 2 3 4 5 6 7

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта