Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважинам

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважинам"

На правах рукописи

ЛЕОНОВ ВИКТОР ИВАНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕШЕНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ЗАДАЧ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ (ГАЗА) К СКВАЖИНАМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2004

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ).

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты - доктор физико-математических наук, профессор

Ведущая организация - Закрытое акционерное общество

«Тюменский нефтяной научный центр», 625000, г. Тюмень, ул. Ленина, 67, оф. 505.

Защита диссертации состоится -(9 июля 2004 г. в /б*« часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан <8 июня 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Телков Александр Прокофьевич

Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук,

Попов Виктор Андреевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Первое - к числу сложных задач подземной гидромеханики относится задача притока жидкости к несовершенным скважинам. Впервые постановка задачи и решение получено М. Маскетом в 1932 году и развито в последующих его работах. Решение получило широкое всестороннее развитие в работах других авторов. Результат - крупное теоретическое направление - двухзонная схема притока к несовершенным скважинам и лишь сложность полученных решений ограничивает их использование в практике и научных исследованиях. Кроме того, решения не позволяют выделить время в качестве слагаемого. Вместе с тем в этом ряду известна функция профессора А. П. Телкова, решение которой позволяет вести рассмотрение характеристик притока не только в широком диапазоне независимых параметров двухзонной теории, но и проследить их поведение в зависимости от времени наблюдения.

Второе - решение задачи интенсификации добычи нефти путем эксплуатации горизонтальных скважин ставит задачу определения характеристик притока к горизонтальной скважине. Известные точные аналитические решения сложны и затрудняют их использование в научных исследованиях и в практике. В этой связи для оценочных расчетов широко используют эмпирические зависимости. Однако результаты расчетов зачастую противоречат друг другу и при этом основания для разрешения противоречивости практически отсутствуют.

Третье - пластовая нефть как фильтрующая жидкость представляет собой многокомпонентную систему (смесь углеводородов). В статических условиях это замкнутая равновесная система. В динамических условиях (снижение давления) система открыта и без обратной связи. Обеспечивает ли синхронность фильтрации всех компонентов пластовой нефти фактор снижения давления исследователями практически не рассматривается. В этом же ряду стоит задача фильтрации газоконденсатной системы, целостность которой

обуславливают критические параметры. Их определение становится практической задачей исследования. Вместе с этим разработка нефтяных месторождений нефти в осложненных геологических условиях, возрастающие глубины залегания продуктивных горизонтов, высокие темпы отбора продукции, массовое использование закачки различного рода вытеснителей как природных, так и искусственных, интенсификация гидродинамических процессов, способствуют:

- проявлению внутренних свойств фильтрующейся многокомпонентной системы, таких как тепловая скорость движения, молекулярный вес компонента. Исследования на этом направлении отсутствуют. В тоже время имеется множество публикаций констатирующих изменчивость физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки;

- изменению гидрогеологической обстановки не только в призабойной зоне, но и в удаленной части пласта и в примыкающей гидрогеологической системе;

- усилению техногенного влияния на вмещающие породы и гидрогеологическую систему.

Цель работы. Развитие научных основ процессов разработки нефтяных месторождений путем уточнения задач, связанных с фильтрацией пластовых флюидов в терригенных и трещиновато-пористых коллекторах.

Задача исследований.

1. Получить численное решение функции профессора А.П. Телкова как фактический материал исследования распределения давления в пласте в зависимости от геометрии притока и времени наблюдения. Обобщить полученные результаты. Разработать алгоритм численного решения.

2. Исследовать геометрию притока к горизонтальной скважине. Оценить возможность определения дебита горизонтальной скважины и радиуса дренирования.

3. Провести анализ аналитических решений нестационарного притока в трещиновато-пористом пласте с целью обоснования возможности определения емкостных характеристик пласта.

4. Рассмотреть фильтрацию многокомпонентной системы с целью обоснования изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки.

5. Исследовать математическую модель прогнозной добычи нефти в условиях малоизученности месторождения на основе минимального числа известных параметров.

6. Разработать мероприятия по предотвращению отрицательных факторов снижения (повышения) давления в пласте с целью повышения эффективности воздействия.

Научная новизна.

1. Путем численного решения функции профессора А. П. Телкова получен фактический материал для анализа характеристик притока к несовершенным скважинам. Анализ полученного материала позволил оценить характер поведения давления и функции фильтрационных сопротивлений в зависимости от геометрии притока и времени.

2. Обоснован радиус дренирования горизонтальной скважины. Получена эмпирическая формула определения дебита горизонтальной скважины.

3. Получено уравнение пьезопроводности для трещиновато-пористого пласта и разработана методика определения емкостных характеристик трещиновато-пористых систем.

4. Предложены: промысловый способ измерения оседания (вспучивания) дневной поверхности и усадки пласта нефтяного пласта в процессе разработки по профилю наклонной скважины; гидродинамический способ определения давления насыщения нефти в пластовых условиях.

5. Получена формула для экспертной оценки динамики добычи в условиях малоизученности месторождения и прогноза динамики добычи разрабатываемых месторождений.

6. Установлено явление опережающего переноса легких компонентов углеводородов в фильтрационных потоках как фактора снижения (повышения) пластового давления.

Практическая ценность работы

1. По результатам исследований получено 4 авторских свидетельства на изобретения: способы изоляции подошвенной воды и газопроявлений при разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой; способ определения оседания дневной поверхности и гидродинамический способ определения давления насыщения пластовой нефти.

Получены патенты на изобретения: способ разработки нефтяного месторождения с элементом разработки в виде группы скважин; на способ разработки нефтяной залежи.

2. Полученное уравнение пьезопроводности для трещиновато - пористых сред позволяет определить емкостные характеристики системы трещин и блоков.

3. Получена прогнозная формула определения динамики добычи нефти при ограниченном числе входных данных: извлекаемые запасы; число лет разработки; коэффициент песчанистости; число фактических не менее двух.

4. Получена эмпирическая формула расчета радиуса дренирования и дебита горизонтальной скважины.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: научно - техническом семинаре по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки (Полтава, 1976); Всесоюзном семинаре по гидродинамическим и промыслово — геофизическим методам исследований продуктивных пластов (Гомель, 1983); 2-ой зональной научно - технической конференции по комплексной программе Минвуза

РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1983); областной научно — технической конференции «Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья», (Астрахань, 1989).

Публикации. Основные положения диссертации изложены в 31 - ой печатной работе.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (123 наименований). Работа изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков, 14 таблиц, 3 приложения.

Автор благодарен: наставнику и научному руководителю профессору А. П. Телкову; зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», профессору М. Л. Карнаухову за совместный труд в работе над рукописью.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введение обоснована гидродинамическая проблема возникновения задач пространственного притока к скважине, рассмотрены: существующие аналитические решения притока к несовершенной скважине с точки зрения практического приложения; гидродинамические задачи, обусловленные интенсификацией притока к скважине и фактором снижения давления в пласте.

Первый раздел состоит их восьми подразделов. В подразделах один -пять обоснован выбор функции для численного решения задачи притока к несовершенной скважине. Приведен аналитический вид функции профессора А. П. Телкова - подинтегральное выражение, которой как решение задачи распределения давления в пласте в зависимости от времени и координаты наблюдения при притоке сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной по степени вскрытия скважины в однородно - анизотропном пласте, имеет вид:

где Уо - параметр Фурье; г - радиальная координата, м; Л - толщина пласта, м; Ъ — вскрытая толщина пласта, м; х - коэффициент пьезопроводности, м2/с; t -текущее время наблюдения, с; Т- общее время наблюдения, с. В свою очередь безразмерная депрессия ДР связана с размерной соотношением

(2)

где Р' = , () - дебит скважины, м/с; ц- коэффициент динамической

вязкости, - коэффициент проницаемости, м2.

Табулированные значения решения (1) сведены в таблицы, которые приведены в приложении 1 диссертации.

Для установившегося притока используют аналитическую связь между депрессией, интегрально-показательной функции и добавочными

фильтрационными сопротивлениями в виде линейной метаморфозы

лр = -в(-/„)+с1(г, а). (3)

С учетом этого для несовершенной скважины депрессия АР(г±,Л,/0) представлена в виде

где второе слагаемое К(гс,К,/„) есть функция фильтрационного сопротивления.

При определенных допущениях функция фильтрационного сопротивления принимает вид:

Численные значения функции фильтрационного сопротивления затабулированы.

На основе табулированных значений безразмерных депрессии и функции фильтрационного сопротивления построены графические иллюстрации (рис. 1-3). Проведен анализ их поведения в зависимости от параметра Фурье /„

Анализ поведения относительной депрессии показал, что для всех гс £ 0,01 имеются нелинейные начальные участки, переходящие при дальнейшем

уменьшением параметра ге, для всех А <1,0, в прямые линии (линия CD на рис. 2 и 3).

Поведение относительной депрессии для параметра 0,014, т.е. для больших толщин пласта имеет значительные отличия в сравнении с предыдущим случаем, о чем свидетельствует (рис. 2).

V 1-

»

г 4

« .. / А

5 L,' У

' 1 ' У

, V

• I 1« 1 г и и ■а Mb

,4

У

/ А-

/

Л г/ ,4 U Гу Л

6

Рис.

О 8 10 12 14 16 IS 2oin(l//.)

Поведение 0 8 10 12 " 16 18 10 '»(»Л)

Рис. 2. Поведение Рис. 3. Поведение отно-

относительной депрес- „ - . , _

* относительной депрессии сительнои функции филь-

сии Др(гс,А,/0)от 1п(1//„) от 1п(1/Л) ^ трационногосопротивле-

ДЛЯ (re = 0,02, А, = const,/0) (-=00014д=СОП5(/о) ния к(гс,Л,А) ОТ InQ,f.)

при значениях параметра при значениях ^ равных: для (ге =0,0014, А, =const,/0)

А оавных: от 0,1 до т

v от 0,1 до 1,0 с шагом-0,1 при значениях А равных:

1,0 с шагом - 0,1 от01 до 10 с шагом_ 0>1

В поведении рассматриваемых параметров наблюдаются два различных участка: 1 - нелинейный, 2 - линейный. При этом линия CD как в том, так и другом случае имеет одно и тоже значение координаты 1п(]//а). Отсюда следует, что нелинейность относительной депрессии обусловлена нелинейностью поведения относительной функции фильтрационного сопротивления.

Выводы:

1. Депрессия на забое несовершенной по степени вскрытия скважины для всех имеет два явно выраженных закона изменения: а) нелинейный,

обусловленный зависимостью функции сопротивления от времени и соответствует неустановившемуся притоку сжимаемой жидкости (газа);

б) линейный - соответствует квазиустановившемуся притоку к несовершенной скважине и не связан с функцией сопротивления.

2. Функция фильтрационного сопротивления для неустановившегося притока жидкости (газа) качественно описывает для установившегося притока. Численное значение функции фильтрационного сопротивления при любом вскрытии пласта всегда меньше численного значения добавочного сопротивления при установившемся притоке.

3. Полученное аналитическое решение для неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине в бесконечном по протяженности пласте преобразовано в прямолинейную анаморфозу, которая позволяет эффективно интерпретировать кривые восстановления забойного давления.

4. Выбор ^ дающего значения = не влияет на протяженность нелинейного участка, соответствующего неустановившемуся движению, на графике зависимости

Аналитическое выражение решения функции = /(/¡,,г,й,£,/*) имеет вид:

где безразмерные параметры соответственно равны:

/„ - параметр Фурье; гс - радиус скважины, м; х - пьезопроводность, м2/с; т - полное время наблюдения, с; А - толщина пласта, м; Ь — вскрытая толщина пласта, м; I — текущее время наблюдения, с.

В подразделе шесть обосновывается уравнение пьезпроводности для трещиновато-поровых сред, полученное на основе решений системы уравнений Г. И. Баренблатта, Ю. П. Желтова:

Р'г

Фг.

81

■^Рг-Г, И

?=-(р|-л).

И

(8) (9)

где Р\,Р\- упроугоемкость системы трещин и блоков соответственно, м2/кг; рх,рг- давления в системе трещин и блоков соответственно, Па; к,,к2-коэффициенты проницаемости трещин и блоков соответственно, м2; ц- дебит жидкости на единицу объема, м3/с; а- коэффициент характеризующий интенсивность обмена жидкостью между трещинами и блоками. Подстановкой вида

рг=ар,, (10)

где

а = /(к„к2,т1,щ,р„,рг), (И)

система уравнений (7) - (9) сводится к уравнению пьезопроводности вида

(12)

5/

^ X, (д2р, | 1 + дг' г дг )'

С учетом принятых допущений получено общепринятое уравнение для анализа кривых восстановления пластового давления в виде:

^ ' 4л£,й|_ г1 т,+(

(13)

где -пористость системы трещин, блоков соответственно.

В седьмом подразделе рассмотрен приток к горизонтальной скважине (рис. 4), и, на основе анализа геометрии притока жидкости к горизонтальному стволу, приведено обоснование радиуса дренирования горизонтальной скважины.

(14)

где Rt = d— a/e - директриса, а = большая ось эллипса, м; е— ((1-

(b/a):))os - эксцентриситет; К„«. - коэффициент песчанистости, д. ед.; b = h — малая ось эллипса, м.

Выполнен сопоставительный анализ расчета дебита горизонтальной скважины с известной расчетной формулой Джоси на основании которого получен вывод: сопоставление фактических дебитов горизонтальных скважин, расчетных по формуле (14) и формуле Джоси показывает, что ошибка расчета дебита по формуле (14) меньше, чем ошибка по формуле Джоси.

а б

Рис. 4. Геометрия притока к горизонтальной скважине

В подразделе восемь приведена математическая модель экспертной оценки динамики добычи нефти на основе минимального числа входных параметров (четырех), в числе которых приняты - извлекаемые запасы, коэффициент песчанистости (геологические) и динамика в аналитической связи вида:

где Q — извлекаемые запасы, тыс. т; у1 - прогнозный год разработки; N - число лет разработки; п - текущий год разработки равный п = / - 1; к - коэффициент песчанистости; д. ед.; уц - уровень добычи, предшествующий текущему году разработки, тыс. т/год.

Результаты расчета прогнозной динамики добычи в зависимости от числа фактических точек представлены (рис.5).

Расчет прогнозной динамики добычи нефти проведен по фактическим данным 37 лет разработки промыслового участка. Методом исключения конечных фактических точек в последовательности: 10, 15, 20, 25, 30, 35 проведена экспертная оценка динамики добычи в зависимости от числа оставшихся фактических данных.

10000 9000 8000

4 7000 £ бооо

5 5000 1 4000 ° 3000

2000 1000 о

0 5 10 15 20 25 30 35

Год разработки —♦—0 -•—27 —22 -х-17 —12 -«-7 -+-2

Рис. 5. Динамика прогнозной добычи в зависимости от числа фактических точек наблюдения. Условные обозначения: 0 - число факт. точ. 37, прог. 0; 27 -число факт. точ. 27, прог. 10; 22 - число факт. точ. 22, прог. 15; 17 - число факт, точ. 17, прог. 20; 12 - число факт. точ. 12, прог. 25; 7 - число факт. точ. 7, прог. 30; 2 — число факт. точ. 2, прог. 35. Сопоставительный анализ динамики прогноза добычи в зависимости от числа начальных фактических точек показал максимальную ошибку накопленной прогнозной добычи в пределах 15-20 %.

Второй раздел содержит экспериментальные данные и результаты аналитических обработок.

В первом подразделе рассмотрен метод определения критических параметров газоконденсатных систем по экспериментальным данным РУТ-исследований (рис. 6).

Рис. 6. Экспериментальная кривая РУТ пластовой нефти Семивидовского месторождения. Содержание СОг~ 10 %.

Критические параметры: критические давление Рк и температура Т„ чистого вещества - рассчитывают весьма точно и просто. Значительно труднее рассчитать критические параметры бинарных смесей. На сегодня отсутствует Методика расчета критических параметров многокомпонентных смесей, содержащих не только углеводороды, но и в значительных количествах неуглеводородных компонентов, например, кислых. Известен метод определения критических параметров - графоаналитический метод Г. С. Степановой. Метод не позволяет вести определение критических параметров смесей содержащих кислые компоненты. С целью расширения возможности метода по определению критических параметров рассмотрено известное уравнение состояния Редлиха-Квонга в качестве аппроксимирующего выражения обработки экспериментальной кривой наблюдения Искомые константы а и Ъ уравнения Редлиха-Квонга определялись решением кубического уравнения:

ь' + аьг +вь + с = о,

(16)

А =

РгУг-РА

В = [У>\р>У,-КП + УХМ -ЛГ)]/(р2К2-М);

с = - - .

где v-мольная плотность, ц1п?\р-давление, Па; т-температура, К. Решение уравнения (16) получено методом Кардано.

Во втором подразделе приведены экспериментальные данные по растворимости сухого природного газа в нефти. Работы выполнялись с целью исследования поведения системы газ-жидкость и получения закономерностей процесса вытеснения нефти сухим углеводородным газом, в частности для построения фазовых диаграмм вытеснения. В качестве компонентов смеси использованы - газ газовой шапки Федоровского нефтяного месторождения и пластовая нефть Самотлорского месторождения.

Результаты измерений параметров нефтяной и газовой фаз приведены на рис. 7 и 8. Форма кривых отражает сложный процесс, происходящий при контакте сухого природного газа с салымской пластовой нефтью. При изотермическом повышении давления с 21,5 до 47,5 МПа • возрастает с 15 до43 % доля массы нефти, перешедшей в газовую фазу. Причем темп перехода вначале медленный,

затем резко возрастает. Кривая изменения конденсатного фактора, характеризующая растворимость

жидких углеводородов в сжатом газе, проходит через минимум, который обоснован и доказан экспериментально И. Р. Кричевским.

Экстремальному значению

растворимости газа в жидкой фазе

соответствует давление минимума

растворимости, характеризующие природу газа-растворителя. По результатам исследования установлено, что максимальное значение давления равно 25,9 МПа.

В подразделе три описан способ определения давления насыщения нефти газом.

Метод основан на стабильности параметра фазового перехода. В нашем случае - давление насыщения нефти газом. Давление насыщения определяют путем регистрацией глубинным манометром падения давления на забое скважины после пуска ее в работу. О величине

Рис. 9. Падение давления на забое

давления насыщения нефти газом

скважины после пуска ее в работу.

судят по изменению кривизны кривой падения давления (рис. 9). Из анализа кривой падения давления на забое скважины видно, что в момент фазового перехода кривая изменяет характер своего поведения, (см. точка А, рис. 9).

а

В подразделе четыре приведена методика расчета проницаемости при нестационарной фильтрации по схеме перетока. Приведена схема исследований. Приведен численный расчет проницаемости.

В разделе три рассмотрены способы предотвращения осложнений при разработке нефтяных месторождений. В первом подразделе описан метод

изоляции водопроявлений обратным конусом пластовой нефти. Метод осуществляется путем первоначальной перфорации водонасыщенной части пласта в сочетании с форсированным отбором жидкости из водонасыщенной

нефтяного конуса

части пласта. Критерием постановки нефтяного экрана служит стабилизация нефтесодержания в продукции. На рис. 10 показана схема постановки экрана методом обратного конуса пластовой нефти. Приведена расчетная формула, позволяющая судить о времени появления нефти в продукции в зависимости от приложенной депрессии на забое скважины.

Во втором подразделе приведен метод изоляции газопроявлений путем постановки гидратного экрана. Сущность метода основана на эффекте охлаждения призабойной зоны пласта при работе газовой. С этой целью перфорируют нижнюю часть газонасыщенной толщины. Скважину эксплуатируют как несовершенную по степени вскрытия. В результате забойная зона скважины охлаждается. Исследуют газ на точку росы. При несоответствии пластовых условий условиям гидратообразования в верхнюю часть пласта закачивают воду с ингибитором, способствующим образованию гидратов.

В третьем подразделе рассмотрена возможность регулирования фильтрационных потоков путем использования ферромагнитных коллоидных растворов. Описаны способ получения растворов и их физические свойства.

Рассмотрена возможность использования магнитных жидкостей с целью повышения эффективности разработки.

В четвертом разделе проведен анализ техногенного воздействия на коллектор и фильтрующийся флюид, взаимосвязь гидродинамических процессов с состоянием флюидов при фильтрации.

В первом подразделе рассмотрены техногенные явления, сопутствующие процессу разработки нефтяного месторождения, с точки зрения причинно-следственных связей при гидродинамических воздействиях. Проведен анализ причин и описан механизм образования техногенных водонефтяных зон.

Во втором подразделе рассмотрено поведение многокомпонентной системы (пластовая нефть) при снижении давления в системе с учетом различия тепловой скорости компонентов, молекулярного веса в процессе фильтрации. Показан механизм дифференцированного движения компонентов, способствующий опережающему движению легких компонентов в фильтрационных потоках.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Получено численное решение функции профессора А. П. Телкова. Результаты численного решения затабулированы, обобщены. Рекомендуется использовать численные значения функции фильтрационного сопротивления при исследованиях скважин на неустановившихся режимах.

2. Исследована геометрия притока к горизонтальной скважине, обоснован радиус дренирования, получена эмпирическая формула для дебита.

3. Получено уравнение пьезопроводности для определения емкостных характеристик трещиновато-пористого пласта.

4. Получена формула экспертной оценки динамики добычи нефти при ограниченной изученности месторождения.

5. Обобщение экспериментальных данных исследований растворимости углеводородных смесей позволяет расширить диапазон определения

критических параметров, объяснить экстремум кривой растворимости сухого природного газа при высоких давлениях.

6. Исследования ферромагнитных коллоидных растворов позволяют рекомендовать их использование для целей регулирования фильтрационных потоков с помощью физических полей.

7. Обобщены: экспериментальные данные влияния фактора снижения (повышения) давления на свойства фильтрующихся флюидов предложен механизм объясняющий изменчивость физических свойств фильтрующейся системы явлением опережающего переноса легких компонентов углеводородов в фильтрационных потоках.

Рекомендовано использовать в практике:

- результаты численного решения функции профессора Телкова А. П. при обработке результатов исследования скважин на неустановившихся режимах с целью повышения точности определения параметров пласта;

- методику определения критических параметров газоконденсатных систем на основе экспериментальных данных РУГ;

- методику определения деформации продуктивных пластов по изменению профиля наклонной скважины;

- способ определения давления насыщения нефти газом в пласте гидродинамическим методом.

Разработаны мероприятия по предотвращению отрицательных факторов снижения (повышения) давления на забое добывающей скважины:

- способ изоляции водопроявлений методом обратного конуса пластовой нефти;

- способ изоляции газопроявлений методом закупорки приствольного пространства газовой скважины газовыми гидратами.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Телков В.А., Каптелинин Н.Д., Леонов В.И., Смирнов В.М., Телков А.П. Аналитические решения для неустановившегося притока сжимаемой

жидкости и газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте // Тез. докл. на XIII Научно-технической семинар по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений (г. Полтава, 15-17 сентября 1976 г.) /-М., 1976. - С. 23.

2. Леонов В. И., Телков В.А., Каптелинин Н.Д. Сведение задачи неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной скважине к решению уравнения пьезопроводности. Табулирование функций // Тез. докл. на XIII Научно-технической семинар по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений (г. Полтава, 15-17 сентября 1976 г.) /- М, 1976. - С. 23 - 24.

3. Леонов В.И., Мозговой Б.И., Новопашин В.Ф., Ярышев Г.М. Расчет на ЭВМ потерь нефти от испарения по известной газонасыщенности// Проблемы нефти и газа Тюмени. НТС, вып., № 33, - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. - С. 33-34.

4. Леонов В. И., Телков В. А., Каптелинин Н. Д.. Некоторые результаты расчета депрессии и функции фильтрационного сопротивления для неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной по степени вскрытия скважине//Проблемы нефти и газа в Тюмени. НТС, вып., 36 - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. -С. 50 - 54.

5. Леонов В.И., Белышев B.C., Багров А.И., Фомичева Э.Я. Аналитический метод определения критических параметров газоконденсатных систем по экспериментальным данным РУТ//Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири/Сб. тр., вып., 15, - Тюмень: СибНИИНП, 1979.-С. 108-113.

6. Касов А.С., Леонов В.И., Третьякова Т.К. Методика расчёта проницаемости при нестационарной фильтрации газа по схеме перетока// Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири/ В сб. тр., вып., № 15, - Тюмень: СибНИИНП, 1979. -С. 61 -71.

7. Леонов В.И., Телков В.А. Алгоритм расчета функции фильтрационного сопротивления и депрессии для неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к скважине несовершенной по степени вскрытия пласта//Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений/ Меж. вуз. темат. сб., - Тюмень: ТИИ, 1982. - С. 42 -50.

8. Леонов В.И. Сведение уравнений фильтрации однородной жидкости в трещиновато - пористых средах к уравнению пьезопроводности//Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений / Меж. вуз. темат. сб., -Тюмень: ТИИ, 1982. - С. 133 - 141.

9. Моисеев В.Д., Леонов В.И., Вашуркин А.И., Ложкин Г.В. Влияние давления на растворимость нефти в сухом углеводородном газе//Нефтяное хозяйство. - 1982, -№ 8, - с. 33 -35.

10. Леонов В. И. Явление опережающего переноса легких компонент пластовой нефти в фильтрационных потоках // Тез. докл. 2-ой зональной научно-технической конференции по комплексной программе Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» -Тюмень: ТИИ, 1983. - С. 55.

11. А.с. 1038470 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод / Е. П. Ефремов, В. И. Леонов, К.С. Юсупов (СССР). - № 33070442/22-03; Заявлено 25.06.81; Опубл. 30.08.83, Бюл.№ 32.

12. А.с. 1059154 СССР, МКИ3 Е 21 В 47/00. Гидродинамический способ определения давления насыщения нефти газом / К.С. Юсупов, В.И. Леонов, Г.И. Серебренникова (СССР). - № 3430048/22-03; Заявлено 26.04.82; Опубл. 07.12.83, Бюл.№ 45.

13. А.с. 1121406 СССР, Способ определения деформации продуктивных пластов / В.П. Сонич, К.С. Юсупов, В.И. Леонов (СССР). - № 3511728/22-03; Заявлено 12.11.82; Опубл. 30.10.84, Бюл. № 40.

14. А.с. 1150346 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/00. Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах при разработки месторождений с

газовой шапкой / В.И. Леонов, К.С. Юсупов (СССР). - № 3307041/22-03; Заявлено 25.06.81; Опубл. 15.04.85, Бюл. № 14.

15. Леонов В.И., Юсупов К.С., Малышев А. Г. Способ изоляции газопрявлений в нефтяных скважинах//Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификация добычи углеводородного сырья (Тезисы докладов к областной научно-технической конференции) — Астрахань, 1989.-С. 39.

16. Леонов В.И. Образование нефтяного конуса в зоне подстилающей воды/УПроблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири: Сб. науч.тр., вып.№ 17,-Тюмень: «СибНИИНП», 1991.-С. 69-71.

17. Леонов В.И. Техногенные процессы при разработке нефтяных месторождений// Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири/Сб. науч. труд., вып. № 17, - Тюмень,: ОАО «СибНИИНП», 1991.-С. 72-76.

18. Курамшин Р.М., Леонов В.И., Бяков А.В., Мулявин С.Ф. Методика, идентификация параметров и проблемы создания адресных постоянно действующих геолого-технических моделей //Нефтяное хозяйство, 1998, №5, -С. 23-31.

19. Леонов В.И. Математическая модель на основе четырех параметров для экспертной оценки добычи нефти и жидкости//Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. науч. труд. - Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 1998. - С. 33 - 41.

20. Курамшин P.M., Леонов В.И., Мулявин С.Ф., Бяков А.В. Ферромагнитные коллоидные растворы как средство управления фильтрационными потоками и повышения коэффициента нефтеизвлечения// Разработки и геология, часть II. Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. (Доклады на научно-практической конференции, посвященной 25-летию СибНИИНП 16-17 февраля 2000): Сб. науч. труд.,- Тюмень: ОАО «СибНИИНП»,2000. -С. 90 - 95.

21. Пат. 21667726 РФ, Е 21 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / В.И. Леонов, P.M. Курамшин, С.Ф. Мулявин, В.А. Бяков (Россия).- № 2000112123/03;3аявлено 15.05.2000; Опубл. 20.05.2001, Бюл. № 14.

22. Леонов В.И., Жулин М. А. Использование нефтяного конуса при эксплуатации залежи с подошвенной водой//Проблемы нефтяной промышленности Западной Сибири. Разработка нефтяных и газовых месторождений. Повышение нефтеотдачи пластов. (Доклады на XII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов 12-15 марта 2001 г.), часть II: - Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2001. - С. 176 - 185.

23. Леонов В.И., Мулявин С.Ф., Бяков А. В. Эмпирическая формула вычисления дебита горизонтальной скважины//Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности в Западной Сибири: Сб. науч. тр., - Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2002. -С. 36 - 43.

24. Пат. 2225941 РФ, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / С. Ф. Мулявин, Р. И. Медведский, В. И. Леонов, А. В. Бяков (Россия). - № 2002123265/03; Заявлено 29.08.2002; Опубл. 20.03.2004, Бюл. № 8.

25. Леонов В. И. Дифференцированный поток углеводородов в пласте при фильтрации нефти//Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. науч. тр., - Тюмень: СибНИИНП, 2004. - С. 21 - 33.

Соискатель

В. И. Леонов

24

»13594

Подписано к печати пош Заказ №.3<Р6 Формат 60x84 '/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. № 1 Уч. - изд. л. Усл. печ.л. Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Леонов, Виктор Иванович

Введение.

1. Анализ аналитических решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважине.

1.1. Обоснование выбора решения притока к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине.

1.2. Аналитические решения для неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте. Табулирование функций.

1.3. Сведение задачи неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной скважине к решению уравнения пьезопроводности. Табулирование функций.

1.4. Анализ поведения депрессии, функции фильтрационного сопротивления для неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине.

1.5. Алгоритм расчета депрессии и функции фильтрационных сопротивлений.

1.6. Определение емкостных характеристик трещиновато — пористых сред.

1.7. Приток к горизонтальной скважине.

1.8. Математическая модель на основе четырех параметров для экспертной оценки динамики добычи нефти и жидкости.

2. Экспериментальные данные, результаты аналитических обработок. 60 2. Аналитический метод определения критических параметров газоконденсатных систем по экспериментальным данным PVT.

2.2. Влияние давления на растворимость нефти в сухом углеводородном газе.

2.3. Гидродинамический способ определения давления насыщения нефти.

2.4. Методика расчёта проницаемости при нестационарной фильтрации газа по схеме перетока.

3. Способы предотвращения осложнений.

3.1. Использование нефтяного конуса для предупреждения водопроявлений.

3.2. Гидратный экран как средство изоляции газопроявлений.

3.3. Ферромагнитные коллоидные растворы как средство управления фильтрационными потоками.

4. Взаимосвязь гидродинамических процессов с состоянием флюидов

4.1. Техногенные процессы как следствие гидродинамических воздействий.

4.2. Образование техногенных водонефтяных зон.

4.3. Дифференцированный поток углеводородов в пласте при фильтрации нефти.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважинам"

Гидродинамические задачи о движении подземных флюидов или в современном звучании фильтрации связаны с такими именами как М. В. Ломоносов, Д. Бернулли, Л. Эйлер, Н. Е. Жуковский. Открытие французским ученым Дарси линейной связи расхода жидкости через поперечное сечение фильтра и полученная вскоре, инженерная формула расчета Дюпюи в последующих трудах исследователей: Буссинеска, Форхгеймера, Слихтера, Н. Н. Павловского, Л. С. Лейбензона, М. Маскета, И. А. Чарного, В. Н. Щелкачева, Ю. П. Борисова, П. Я. Полубариновой - Кочиной, А. П. Телкова и многих других сконцентрирована в стройную теоретическую дисциплину «Подземная гидромеханика». В настоящее время в дисциплине сложились два подхода к решению задач фильтрации - плоские задачи фильтрации и пространственный приток.

Рассмотрение притока жидкости (газа) к совершенной скважине, сведение его к плоскому движению трудом многих исследователей развито в строгую теорию потенциала, что позволило и позволяет решать многие практические задачи подземной гидромеханики. В то же время отсутствие решения пространственной задачи притока жидкости (газа) для ограниченного по протяженности и толщине пласта вносит определенные трудности в инженерной практике и при исследованиях гидродинамических задач. К их числу относится приток жидкости (газа) к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине.

Задача о распределении потенциала скорости в цилиндрическом пласте, частично вскрытом скважиной - несовершенной по степени вскрытия пласта в соответствии с современной терминологией, решена М. Маскетом в 1932 году. Детальное изучение вопроса М. Маскет изложил в своей монографии в 1946 году»

Используя метод отображения источников — стоков, М. Маскет получил решение для точечного стока в неограниченном пласте с непроницаемой кровлей в виде суммы расходящихся рядов. Следуя М. Маскету, П. Я. Полубаринова-Кочина получает расчетные формулы для дебита наклонной, горизонтальной и вертикальной скважин.

Позднее Н. К. Гиринский, используя тот же метод, исследовал напорный приток к вертикальной скважине, расположенной в центре пласта неограниченной толщины и получил формулу для дебита, совпадающую с формулой П. Я. Полубариновой-Кочиной.

Задачи о распределении потенциала скоростей фильтрации при работе скважины в ограниченном пласте оказались значительно сложнее. Используя метод источников (стоков) и суперпозицию полей, М. Маскет исследовал приток к скважине несовершенной по степени вскрытия ограниченного по толщине пласта. В результате получил два приближенных решения о распределении потенциала в пласте. Одно - для малых расстояний от стока, другое - для больших расстояний.

Используя постановку и метод решения М. Маскета, И. А. Чарный предложил метод решения задачи притока к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине по двухзонной схеме. Развивая идею И. А. Чарного, А. М. Пирвердян получает формулу для притока жидкости к несовершенной скважине.

Схема двухзонного притока получила широкое признание и развитие в трудах многих исследователей. М. И. Швидлер получил наиболее точное решение о притоке к несовершенной скважине. Решение ограниченно тем, что получено для скважины с открытым забоем и непроницаемым дном и тем самым не учитывает второй тип несовершенства скважины — характер вскрытия.

Вместе с этим исследователями решена задача о притоке к несовершенной скважине, как по степени вскрытия пласта, так и по характеру вскрытия - второй тип несовершенства скважины.

Впервые вопрос поставлен М. Маскетом в 1943 году. В 1947 год - работа М. И. Тихова, 1953 год — A. JI. Хейн. М. М. Глоговский получает решение задачи о притоке к полностью обсаженной скважине, но перфорированной в различных интервалах. Решение приближенное. И. А. Чарный исследовал приток к скважине, обсаженной по всей толщине однородно-анизотропного пласта. Решение получено в виде бесконечного ряда, выраженного через функции Бесселя.

В. И. Щуров методом электромоделирования исследовал распределение потенциала в пласте, вызванного работой несовершенной по степени и характеру вскрытия скважиной. На основе полученных данных электромоделирования В. И. Щуровым построена сетка кривых, позволяющих определять фильтрационные сопротивления несовершенных скважин для стационарного режима притока. Кстати, в силу сложности последующих решений по определению фильтрационных сопротивлений несовершенных скважин графики В. И. Щурова используют и в настоящее время — время вычислительных машин и развитой оргтехники.

В. Н. Щелкачев, анализируя известные решения, приходит к выводу, что степень и характер совершенства скважины существенно влияет на величину понижения давления на забое несовершенной скважины. До него исследователи не обращали на этот факт внимания. В этой связи к числу исследователей влияния несовершенства скважины следует отнести работы М. Т. Абасова, К. Н. Джалилова.

В целом нельзя не отметить, что при достаточно широком исследовании вопроса полученные решения, как правило, сложны. Решение либо графическое, либо в виде расходящихся или слабо сходящихся рядов с использованием функций Бесселя, что, в свою очередь, является причиной ограниченного использования полученных решений как в инженерной практике, так и для целей исследования задач притока жидкости к несовершенной скважине.

Вместе с тем имеется точное решение задачи о потенциале точечного стока (источника) в однородно-анизотропном круговом пласте - решение профессора А.П. Телкова. Математическое решение задачи получено Ю. И. Сткляниным методом интегральных преобразований. Конечная формула для дебита несовершенной скважины выражена через дополнительную функцию в виде ряда гиперболического синуса. Решение сложное и, в силу этого, ограничено для широкого практического использования.

В настоящее время в ряду аналитических решений задачи притока жидкости (газа) к несовершенной скважине наиболее доступной для целей практического приложения, с нашей точки зрения, является, предложенная профессором А. П. Телковым, функция, допускающая рассмотрение поведения характеристик притока с учетом не только геометрии притока, но и времени. Однако установление аналитических связей поведения характеристик притока (распределения давления в зависимости от координат и времени, величины добавочного фильтрационного сопротивления) непосредственно из аналитической зависимости функции профессора А. П. Телкова не представляется возможным в силу того, что решение не позволяет выделить время в качестве слагаемого.

В этой связи задачей настоящего исследования становится — задача численного решения рассматриваемой функции в широком спектре диапазона изменения параметров двухзонного притока жидкости (газа) к несовершенной скважине с целью определения характеристик притока: распределение давления в пласте, численных значений фильтрационных сопротивлений в зависимости от времени и координаты наблюдения (геометрии притока); исследование их взаимосвязи для получения аналитических зависимостей между ними с целью определения характеристик притока к несовершенной скважине и параметров пласта.

Вместе с этим интенсификация добычи, сложно - построенные залежи вводят в практику разработки нефтяных месторождений горизонтальные скважины и, как следствие поиск решений задач по определению характеристик притока к горизонтальной скважине в ограниченном пласте. Известные аналитические решения, в силу сложности полученных результатов, затрудняют их использование, как в научном исследовании, так и в практике. В этой связи для: оценочных расчетов широко используют эмпирические зависимости различных авторов, результаты расчетов которых зачастую противоречат друг другу. Однако основания для разрешения противоречивости результатов практически отсутствуют.

Вместе с тем сложности решений гидродинамических задач притока к скважине не исчерпываются реализацией первичного вскрытия пласта путем проходки вертикальным с частичным либо полным вскрытием, наклонным либо горизонтальным стволом. Структура (тип) коллектора накладывает дополнительные особенности фильтрации жидкости (газа) в горной породе. Сегодня термин «пористая среда» выступает как обобщающий для пласта (коллектора): поровый, трещиноватый, трещиновато-пористый, кавернозный и другие. В этой связи практика эксплуатации нефтяных месторождений ставит задачу определения емкостных характеристик с учетом типа коллектора. И если имеющиеся решения задачи притока к скважине порового или трещиноватого пласта с достаточной степенью точности удовлетворяют практику, то для притока жидкости в трещиновато-поровом пласте имеет место проблема определения емкостных характеристик, пласта методами гидродинамики, например, например, при гидродинамических исследованиях скважин. Известные уравнения Г. И. Баренблатта, Ю. П. Желтова позволяют, при определенных допущениях, получить уравнение пьезопроводности с целью определения емкостных характеристик трещиновато-пористого пласта.

Осложняют проблемы решения гидродинамических задач фильтрации физико - химические свойства фильтрующегося флюида. Пластовая нефть, как жидкость, представляет собой многокомпонентную систему (смесь), каждый компонент которой, при определенных термобарических условиях, представляет собой независимую фазу. В статических условиях это замкнутая в поровом пространстве горной породы равновесная система. При: разработке нефтяного месторождения (отбор пластовой жидкости путем снижения давления в пласте) система становится открытой и без обратной связи. Понижение (повышение) давления в пласте нарушает начальные термобарические условия и, на наш взгляд, тем самым равновесное состояние системы. В этой связи, обеспечивает ли фактор снижения давления в пласте синхронность фильтрации каждому из независимых компонентов, исследователями практически не рассматривается. В то же время многие исследователи, практика разработки обращают внимание на изменчивость физико-химических свойств многокомпонентных флюидов в процессе их движения по пласту. Обобщение изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти проведено А. В. Сорокиным и В. Д. Сорокиным в двух томной монографии (Тюмень, «Вектор Бук», 2003 и 2004).

В этом же ряду стоит задача фильтрации газоконденсатных систем, целостность которых обуславливают критические параметры системы. Определение критических параметров таких систем и в особенности газоконденсатных систем с кислыми компонентами ведут, как правило, по приближенным аналитическим зависимостям, и, в связи с этим, экспериментальная оценка таких параметров становится практической задачей исследования.

Разработка нефтяных месторождений нефти в осложненных геологических условиях, возрастающие глубины залегания продуктивных горизонтов, высокие темпы отбора продукции, массовое использование закачки различного рода вытеснителей как природных, так и искусственных, интенсификация гидродинамических процессов, способствуют:

- проявлению внутренних свойств фильтрующихся флюидов при отборе жидкости из пласта, например, изменчивость физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки месторождения;

- возможному отрицательному воздействию как на состояние самого флюида - его «перерождение» в пластовых условиях (изменение подвижности, компонентного состава), так и на геологическую обстановку в целом (от уровня дневной поверхности до нижележащих горизонтов) в силу действия стабильного внешнего фактора - снижение (повышение) давления и замещения природного вмещающего вещества вытесняющим агентом;

- изменению гидрогеологической обстановки не только в зоне воздействия, но и в примыкающей гидрогеологической системе;

- усилению техногенного влияния на вмещающие породы и гидрогеологическую систему.

Цель работы. Развитие научных основ процессов разработки нефтяных месторождений путем уточнения задач, связанных с фильтрацией пластовых флюидов в терригенных и трещиновато-пористых коллекторах.

Задача исследований.

1. Получить численное решение функции профессора А. П. Телкова как фактический материал исследования распределения давления в пласте в зависимости от геометрии притока и времени наблюдения. Обобщить полученные результаты. Разработать алгоритм численного решения.

2. Исследовать геометрию притока к горизонтальной скважине. Оценить возможность определения дебита горизонтальной скважины и радиуса дренирования.

3. Провести анализ аналитических решений нестационарного притока в трещиновато-пористом пласте с целью обоснования возможности определения емкостных характеристик пласта.

4. Рассмотреть фильтрацию многокомпонентной системы с целью обоснования изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки.

5. Исследовать математическую модель прогнозной добычи нефти в условиях малоизученности месторождения на основе минимального числа известных параметров.

6. Разработать мероприятия по предотвращению отрицательных факторов снижения (повышения) давления в пласте с целью повышения эффективности воздействия.

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация газовых и газоконд енсатных месторождений».

Автор благодарен наставнику и научному руководителю профессору А. П. Телкову, зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», профессору М. JI. Карнаухову за совместный труд в работе над рукописью.