Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении
Примечание: интервалы
опробования уточняются после интерпретации каротажа.
Определение забойного давления.
Забойным давлением называется
давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине
середины интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление меньше пластового
на величину забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышает
пластовое на величину забойной депрессии.
Забойные давления определяются с
целью гидродинамических исследований скважин и контроля работы скважин и
скважинного оборудования путём прямого измерения глубинным манометром
непосредственно на забое скважин.
Забойное давление определяется
по формуле:
(3.1)
Н=Н з. в. =ВНК+ амплитуда ротора
+ удлинение.
j см. - уд. вес смеси в
зависимости от% воды.
Определение пластового давления.
Под пластовым давлением в
скважине понимается величина давления на её забое в период её остановки (режим
q=0). Пластовое давление в скважинах определяется при их исследовании (методом
установившихся отборов для) получения данных, используемых при построении карт
изобар и для контроля работы скважин. Пластовое давление в скважине
определяется путём прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на
забое скважины в период её остановки. Пластовое давление рассчитывается по
формуле:
(3.2)
Н з. в. =ВНК+ амплитуда
+удлинение
Н зам. - глубина замера
jсм. - уд. вес смеси
Снятие индикаторных кривых
методом установившихся режимов.
При исследовании методов отборов
непосредственно измеряется дебит добывающей скважины и соответствующее значение
забойного давления последовательно на нескольких, достаточно близких к
установившимся, режимах эксплуатации скважин.
Методом установившихся отборов
определяется коэффициент продуктивности добывающей скважины.
(3.3)
Q - дебит скважины
Р - разность между пластовым и
забойным давлениями.
4. исследование методом
восстановления давления (неустановившийся режим).
Метод восстановления давления
используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и
фильтрационных свойств пластов в их районе.
В результате обработки
материалов исследований скважин методом восстановления давления определяются
комплексные параметры: гидропроводность пласта, коэффициенты проницаемости,
пьезопроводности. Обработка результатов осуществляется в следующем порядке:
По данным промысловых
исследований строится график зависимости изменения забойного давления р от lg t:
р =P (t) - Pзаб., где
P (t) - текущее забойное
давление скважины,
t - время, отсчитываемое с
момента остановки или изменения дебита скважины, секундах.
2. На полученном графике
выделяется конечный прямолинейный участок.
3. На оси абсцисс произвольно
выбираются две точки lg t и lg t по графику определяются соответствующие
значения р и р и расчитывается уклон прямолинейного участка по формуле:
4. Определяется коэффициент
гидропроводности пласта по формуле:
(3.4)
Q-дебит жидкости до остановки
скважины в пластовых условиях, м/сут.
k-коэффициент проницаемости,
Дарси.
h-эффективная работающая толщина
пласта, определяется по геофизическим данным
вязкость нефти в пластовых
условиях.
b - объёмный коэффициент.
j - уд. вес жидкости в
поверхностных условиях.
h - эффективная работающая толщина
пласта.
Определяется К (коэффициент
проницаемости) из формулы:
Определение пластового давления
для построения карт изобар.
а) Для безводной нефти:
(3.5)
где
j пл. - уд. вес нефти в пласте
Н з. в. = ВНК+ амплитуда стола
ротора
Н ст. - статический уровень,
замеренный при остановке скважины в затрубном пространстве
б). Для скважин с обводнённостью
< 30%:
(3.6)
где
j см. - уд. вес смеси в
зависимости от% воды
Р затр. - затрубное давление при
остановке скважин
в). Для скважин с обводнённостью
30%:
(3.7)
Где L-глубина спуска насоса (м),
jв - уд. вес воды, Н ст. - статический уровень, j см. - уд. вес жидкости (смеси),
Н з. в. - зеркало воды (ВНК + амплитуда стола ротора), Р затр. - затрубное
давление при остановке скважины
(метод неустановившихся режимов).
Кривые восстановления (падения) давления
в нагнетательных скважинах снимаются глубинными манометрами.
1. На основании данных,
сведённых в таблицу №1, строим кривую восстановления давления в
полулогарифмических координатах р, lg t.
2. На прямолинейном участке
кривой произвольно выбираем две точки с координатами р; lg t и р; lg t.
Определяем тангенс угла наклона
этого участка по формуле:
3. Находим коэффициент
гидропроводности:
(3.8)
Q - приёмистость (м3/сут)
В - объёмный коэффициент
жидкости, характеризующий отношение объёма жидкости в пластовых условиях к
объёму в поверхностных условиях (после дегазации), для воды = 1,0, j - уд. вес
жидкости в поверхностных условиях. Определяем коэффициент пьезопроводности:
(см2/сек), где (3.9)
h - эффективная мощность пласта,
определяемая по геофизическим данным Вж и Вс - коэффициенты сжимаемости
жидкости и среды
Определяем приведённый радиус
скважины:
(3.10)
где
А - отрезок отсекаемый КПД на
оси ординат
Определяем радиус призабойной
зоны:
(3.11)
t - время перехода во II зону.
При установившемся режиме работы
скважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законе
определяется формулой Дюпии:
(3.12)
где
Q - дебит скважины в пластовых
условиях (см3/сек)
к - проницаемость пласта (д)
h - мощность пласта (см)
вязкость жидкости в пластовых
условиях (спз)
Рк и Рс - соответственно
давление на контуре пласта и на забое скважины (кг с/см)
Rк и rс - соответственно радиус
контура питания и радиус скважины
Из уравнения (1) найдём
коэффициент продуктивности скважины К:
(3.13)
Прослеживание уровня основано на
методе последовательной смены стационарных состояний.
Предлагается, что радиус влияния
скважин постоянен, а также, что жидкость несжимаема и возмущение у стенки
скважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равного
радиусу влияния скважины.
Тогда, если предположить в
каждый момент приток в скважину установившимся, то найдём:
(3.14)
где
Рк - пластовое давление, Рс (t)
- забойное давление. Если скважина не переливающая, то
(3.15)
Приравнивая (1) и (2) и выражая
Р в (1) через уровень, получим:
(3.16)
где
где Нк и Нс (t) - соответственно
статический и динамический уровни жидкости в скважине
q - плотность жидкости в
пластовых условиях
F - площадь поперечного сечения
колонны
Интегрируя (3), найдём
(3.17)
(3.17) - уравнение прямой в
координатах:
, или (3.18)
где
НСО - уровень
жидкости в скважине при установившемся состоянии. По углу наклона этой прямой к
оси абсцисс tg найдём:
(3.19)
Составляя (3.19) и (3.16),
найдём коэффициент продуктивности:
(3.20)
По замерам динамического уровня
жидкости в скважине строится график изменения уровня Н, t.
После замера восстановления
давления в скважине, на устье зафиксировано избыточное буферное давление РУ;
Н= Н+НСТ. (3.21)
(3.22)
- удельный вес жидкости в
пластовых условиях.
Обрабатывая кривую прослеживания
уровня, составляем таблицу (3.2): расчёт параметров
T, сек |
Н, м |
Н=Н+НСТ
|
Н, см |
Ln Н |
Примечан. |
0 |
|
|
|
|
|
1800 |
|
|
|
|
|
3600 |
|
|
|
|
|
Строится график: ln H, t сек:
(3.23)
F - площадь поперечного сечения
колонны, см
(Д1-Д2) - толщина
стенки колонны
j - удельный вес жидкости в пластовых
условиях
d - внешний диаметр НКТ.
Если дан внутренний диаметр НКТ,
учитывать 2 толщины стенки НКТ (2-2,5 милиметров).
Пример:
(3.24)
перевести в
перевести в т/сут атм=1,27 т/сут
атм.
j-удельный вес жидкости в
поверхностных условиях.
Вторичное вскрытие пласта и его
влияния на К продуктивности скважины.
Поскольку приразломное
месторождение осваивается 1986 год то вторичное вскрытие пластов происходило с
теми возможностями и разработкой, которые существовали на тот и последующие
периоды.
ЗПКСЛУ-80
Заряда перфорационные
кумулятивные в стеклянной оболочке Ленточная установка - 80 месяцев. Их данные:
Приток жидкости к несовершенной
скважине даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестаёт
быть плоскорадиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости
к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (а в
некоторых случаях непреодолимые) трудности.
Приведём здесь без выводов и
доказательств наиболее распространённые окончательные расчётные формулы притока
жидкости к различного типа несовершенным скважинам.
Прежде всего допустим, что
скважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины и при этом её забой имеет форму полусферы.
(3.25)
где и - приведённые давления.
Если скважина вскрыла пласт
неограниченной толщины на глубину b, то её дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:
(3.26)
Задача о притоке жидкости к
несовершенной по степени вскрытия пласта скважине в пласте конечной толщины h
исследовалась М. Маскетом. Вдоль оси скважины на вскрытой части длиной b он
располагал воображаемую линию, поглощающую жидкость, каждый элемент которой dz
является стоком. Интенсивность расходов q, т.е. дебитов, приходящихся на
единицу длины поглощающей линии, подбиралась различной в разных её точках для
выполнения нужных граничных условий.
Необходимо получить решение,
удовлетворяющее следующим граничным условиям: кровля и подошва пласта
непроницаемы; цилиндрическая поверхность радиусом r =R является эквипотенциалью
Ф =Ф; поверхность забоя скважины также является эквипотенциалью Ф =Ф.
Выполнение указанных граничных
условий потребовало отображения элементарных стоков qdz относительно кровли и
подошвы пласта бесчисленное множество раз.
Подбирая интенсивность расходов
q и используя метод суперпозиции действительных и отображённых стоков, М. Маскет
получил следующую формулу для дебита гидродинамически несовершённой по степени
вскрытия пласта скважины:
(3.27)
где
(3.28)
а функция имеет следующее
аналитическое выражение:
(3.29)
Здесь
- интеграл Эйлера второго рода,
называемый гамма - функцией, для которой имеются таблицы в математических
справочниках.
Нетрудно заметить, что если , то есть пласт
вскрыт на всю толщину, формула (3.28) переходит в формулу Дюпюи для
плоскорадиального потока.
Иногда для расчёта дебита
несовершенной по степени вскрытия пласта скважины используется более простая
формула, чем (3.28) М. Маскета, предложенная И. Козени:
(3.30)
Дебит несовершенной скважины
удобно изучать, сравнивая её дебит Q с дебитом совершенной скважины Qсов,
находящейся в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. Гидродинамическое
несовершенство скважины характеризуется коэффициентом совершенства скважины .
Широкое распространение получил
метод расчёта дебитов несовершенных скважин, основанный на
электрогидродинамической аналогии фильтрационных процессов.
Электрическое моделирование
осуществляется следующим образом. Ванна заполняется электролитом. В электролит
погружается один кольцевой электрод, моделирующий контур питания. В центре
ванны погружается электрод на заданную глубину, соответствующую степени
вскрытия пласта скважиной. К обоим электродам подводится разность потенциалов,
являющаяся аналогом перепада давления, сила тока служит аналогом дебита
скважины. Дебит гидродинамически несовершенной скважины подсчитываются по
формуле
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
|