![]() Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
![]() Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
![]() |
Принятые сокращения 4 page
Однако механические глубинные манометры из-за своей невысокой чувствительности не позволяют измерять темп изменения давления во времени. Это ограничивает традиционный анализ данных ГДИС только с использованием поведения изменения давления. В середине 80-х годов в нефтегазовой промышленности появились высокоточные электронные глубинные манометры с пьезокварцевыми датчиками, так называемые «электронные глубинные манометры второго поколения» [95, 123, 135, 248 и др.], которые позволили резко повысить качество (точность) промысловых КВД-КПД, когда стало возможным измерение скорости изменения давления во времени. Применение этих высокоточных глубинных манометров позволяло вычислять и строить графики производные давления для фактических КВД-КПД снятых на скважинах. Все это привело к мысли использовать производные давления фактических кривых Р' для анализа, интерпретации промысловых КВД-КПД, т.е. как бы «расщепить» теоретическую и фактическую КВД и к ним добавить соответствующие кривые производных давления - Рc = Pc (t) и Рc' = Рc' (t). Таким образом, при анализе и интерпретации, при решении обратной задачи исследуется и сопоставляется поведение пласта и теоретических МПФС с помощью четырех уравнений, а не двух, как при обычных традиционных методах обработки данных ГДИС. В 1983 г группа французских специалистов фирмы "Flopetrol-Johnston" во главе с Bourdet с соавторами опубликовали серию статей, где предложили использовать производную давления для анализа КПД-КВД как весьма чувствительное и мощное средство [95, 96]. Техника использования производной давления впоследствии была усовершенствована самими авторами [97] и другими исследователями для различных МПФС [134, 138, 15 О]. Так, в [97] предлагалось использовать ранее установленные приближенные зависимости безразмерного давления от безразмерного времени для периодов влияния ствола скважины и для периода радиального течения [159] соответственно в виде Для дальнейшего анализа предлагалось использовать так называемую логарифмическую производную [23]. Она применяется, например, когда имеется сложная функция [Pg = Pg(tg)] и когда легче найти производную от логарифма, чем саму функцию. Так, логарифмическая производная (ЛПД) определяется логарифмическим дифференцированием по соотношению: Псевдорадиальный фильтрационный поток (см. рис. 1.5, е) может наблюдаться в самые поздние моменты времени, после пуска в работу скважины с постоянным дебитом q в центре кругового (замкнутого, закрытого) однородного пласта, и является псевдоустановившимся (равномерно-неустановившимся или квазиустановившимся), неустановившимся фильтрационным потоком. Псевдоустановившийся ПРФП характеризуется линейным изменением давления во времени [70, 71, 129], описываемым приближенным уравнением (1.171). Уравнения (1.102'), (1.128), (1.134), (1.156) и (1.171) в обобщенной форме можно представить; различных типов одномерных фильтрационных потоков, из (1.173) и ОРФ находят соответствующие ЛПД для: пласте, в пласте с двойной пористостью, для пластов с непроницаемой внешней границей, для БЛФП, для скважин, гидродинамически несовершенных - с различного рода трещинами, для случая пуска скважины с постоянным противодавлением, для реагирующих скважин в различных МПФС, газовых скважин и т.д.) [6, 7, 26, 28, 29, 70, 71, 74 76, 78, 81, 83, 88, 94, 95, 98 и др.]. Подобные палетки и графики нашли широкое применение в зарубежной практике ГДИС. Схематическое представление универсальной палетки диагностических билогарифмических графиков безразмерных давлений и производных во времени для однородного бесконечного пласта представлено на рис. 1.29. Для анализа фактических данных КПД-КВД с целью идентификации одномерных фильтрационных потоков и последующего определения их характеристик и параметров, необходимо обработать полученные фактические КПД-КВД и построить по ним графики логарифмических производных давления АР' и билогарифмический диагностический в координатах [lgt,lgAP']. Для этого возможны несколько вариантов как графического, так и численного дифференцирования фактических данных [97, 136 ]. В простейшем случае приближенное вычисление производных давления производятся по следующим соотношениям. Рис. 1.28. Теоретические диагностические признаки идентификации одномерных фильтрационных потоков Рис. 1.29. Схематическое представление универсальной палетки где значения с индексами (i-1) и (i+1) отвечают значениям давления и времени «слева» и «справа» от рассматриваемой i-той точки. Практика вычисления логарифмических производных давления по фактически замеренным данным ГДИС (КПД-КВД) показала, что качество соответствующих билогарифмических диагностических графиков, используемых для последующего анализа и оценки параметров фильтрационных потоков и пласта, существенно зависит от наличия «посторонних шумов» и «помех» (вызванных вибрацией оборудования скважины, пульсацией потоков флюидов, погрешностями измерений и расшифровки данных измерений и т.д.). Эти сложности устраняются созданием специальных условий процесса исследования скважин, специальной технологией ГДИС, подбором соответствующих высокоточных глубинных манометров и приборов, применением специальных процедур сглаживания фактических графиков производных давления [97, 193, 222, 270], о чем будет сказано во второй главе. Для проведения процедуры сравнения наложением фактического и теоретических билогарифмических совмещенных диагностических графиков разработаны специальные программы с использованием ЭВМ [например, 236,275]. Наряду с ЛПД - логарифмической производной давления для диагностирования поведения реальных КПД-КВД и анализа проявления различных факторов и эффектов, не связанных с пластом, а обусловленных, например, процессами в стволе скважины, - было предложено [207] использовать простую производную давления (ПД), которую для отличия от ЛПД обозначают PPD (первой производной давления), т.е. I ПД. Как известно, теоретическая КВД, снятая после остановки скважины, представляет собой монотонно возрастающую во времени функцию, стремящуюся к величине статического забойного давления в конце периода восстановления давления. I ПД == dP/dt представляет собой уклон графиков КПД-КВД в декартовых координатах [t, P] и является монотонно убывающей функцией. Возрастание функции I ПД во времени свидетельствует о проявлении и влиянии на КВД-КПД побочных факторов, не связанных с поведением пласта, искажающих «истинную КВД-КПД», а следовательно, затрудняющих корректную интерпретацию данных ГДИС. Применение функции I ПД = dP/dt позволяет выявить те участки фактических КПД-КВД, которые искажены побочными «шумами и помехами», и учитывать эти искаженные участки при обработке и интерпретации. ГЛАВА 2 Техника и технология проведения гидродинамических исследований скважин На любом этапе разработки месторождений углеводородов и эксплуатации скважин (от разведки до завершающего этапа) достаточная достоверная информация о продуктивном пласте и пластовых условиях (МПФС) определяет качество анализа состояния разработки и прогноза поведения залежи (проекта разработки) при различных вариантах и методах воздействия на залежь (нагнетания различных рабочих агентов, размещение скважин), их оптимизацию, а также оценки эффективности проведения ГТМ (ГРП, СКО и др.). Большую часть этой информации получают по данным ГДИС на неустановившихся режимах, к числу которых относятся: различные виды КПД-КВД, гидропрослушивания (после пусков-остановок как добывающих, так и нагнетательных скважин), импульсные методы, данные пластоиспытателей. Важнейшей частью ГДИС на неустановившихся режимах является проведение измерений изменений забойных давлений во времени APc=APc(t), оценка свойств и природы пластовых флюидов, пласта-коллектора и добывных характеристик скважин. В практическом, прикладном плане по данным ГДИС оценивается МПФС, которая включает в себя: объем ствола скважины, скин-фактор (т.е. состояние ПЗП скважины - улучшенное или ухудшенное), проницаемость, пористость, удельные запасы, пластовое давление, геометрические размеры (протяженность пласта в пространстве) и условия на границах - наличие перетоков, непроницаемых и различной степени проницаемых границ, сбросов, различные виды неоднородностей и т.д. (см. рис. 1.2). Подготовка к проведению ГДИС состоит из нескольких этапов: 1. Формулируется цель и задачи ГДИС. Какие результаты, какую информацию о пласте (МПФС), для решения каких практических задач ожидают получить в итоге проведения ГДИС (параметры пласта, скважин, МПФС и т.д.). 2. Решается - на основе анализа теоретических основ ГДИС, -какой вид ГДИС (КВД КПД, гидропрослушивание и т.д.) теоретически позволяет определить-оценить интересующую информацию о пласте (параметрах пласта). 3. Оценивается требуемые точность и продолжительность регистрации изменений давлений во времени с помощью глубинных манометров или комплексов в процессе проведения ГДИС, другая исходная информация (геологическая, геофизическая, PVT), необходимая для обработки и интерпретации фактических данных ГДИС. 4. Разрабатывается технология ГДИС, т.е. как, каким образом проводить ГДИС. Какова требуемая последовательность во времени и каковы условия проведения различных операций ГДИС (установка глубинных приборов, открытие-закрытие скважины и т.д.). 5. Проводится выбор скважин и их оборудования, исходя из необходимости минимизировать побочные факторы (процессы в стволе скважины, изменения режимов работы соседних скважин и др.), влияющие на проводимые ГДИС. 6. Проводится выбор необходимых глубинных приборов и комплексов для регистрации Рд = Рд(1), q = const, температуры и других параметров с требуемой точностью. 7. Составляется программа (календарный план) ГДИС конкретной скважины с указанием и описанием конкретных мероприятий (подготовительных, специальных, связанных с оборудованием, и др.), сроков выполнения и непосредственно ответственных за выполнение с указанием, в частности, за какой тип глубинных приборов (манометров и комплексов), их тарировки, место установки в стволе (на забое скважины) и время начала и конца регистрации давления, несется ответственность. 8. В программе (плане) указываются требования к режимам работы соседних скважин в процессе ГДИС, вопросам соблюдения правил техники безопасности и охраны окружающей среды и недр. Вопросы техники и технологии ГДИС широко освещены в литературе [6-10, 16, 18-22, 24, 26, 27, 32, 37, 38, 39,41-43,46,50-51,64,73].
|