Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
"Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта"
Содержание
Введение
1. Основная часть
1.1 Назначение и виды гидродинамических исследований (установившийся и неустановившийся режимы), методы обработки (Чарный, Хорнер, метод касательной, квадратичное уравнение)
.2 Техника и приборы для гидродинамических исследований
2. Расчетная часть
2.1 Провести интерпретацию результатов исследования на установившемся режиме и на неустановившемся режиме: метод восстановления давления, метод Хорнера (найти пластовое давление), метод Чарного, построить графики изменения параметров
2.2 Определить по полученным данным: проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, приведенный радиус, скин-эффект, коэффициент продуктивности
Выводы
Список использованной литературы
Введение
Гидродинамические методы основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойной зоны. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин К0, гидропроводность пласта ε, пластовое давление Рпл, пьезопроводность пласта χ, комплексный параметр ( rc - приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями - проницаемость k и радиус rс. Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти мероприятия выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований составляют план-график. Рекомендуется периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежи и скважин и в основном предусматривает:
· Один раз в 2 года проводить гидродинамические исследования
· Ежегодно - определять профиль притока и интервалов обводнения
· Один раз в полугодие измерять Рпл и Тпл, определять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в наблюдательных скважинах).
· Ежеквартально определять Рз
· Ежемесячно измерять газовый фактор (при Рпл>Рп)
· Один раз в 1-2 недели измерять газовый фактор (при Рпл<Рн), дебиты, приемистости, обводненность продукции и т.д.
1. Основная часть
1.1 Гидродинамические методы исследования скважин при установившихся режимах
Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта, т.е. в получении и обработке индикаторной диаграммы - зависимость дебита от депрессии.
Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q (или приемистости нагнетательных скважин) и соответствующих им значений Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем и составляет от нескольких часов 2-5 суток. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях или мерных емкостях пробы жидкости на обводненность и наличие песка.
Дебит измеряют на групповых замерных установках типа "Спутник" или иногда с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и замерную емкость. Дебит газа замеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках (на выкиде из трапа) - турбинными счетчиками или посредством дифманометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируют в лабораториях.
Пластовое давление Рпл измеряют в остановленных скважинах, обычно в период ремонтных работ, а затем строят графики изменения его во времени, экстраполируя на дату исследования. Имеются и другие методы его определения.
По результатам исследования строят индикаторные диаграммы. Значение дебита с поверхностных условий на пластовые, пересчитываются с помощью объемного коэффициента b, умножая измеренное значение дебита на b. Если индикаторная диаграмма - прямая линия, что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то, как тангенс угла γ наклона линии, определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины:
tg γ = K0 = (1)
где К0 = (2)
k, h - проницаемость и работающая толщина пласта; μ - вязкость жидкости; Rk, rc - радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.
Если принять Rк равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rс.д скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В.И.Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта:
ε = (3)
При rс = rс.д несовершенство скважины учитывается в ε. Если μ известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими методами или дебитометрическими, то найдем проницаемость:
к = (4)
Гидродинамические исследования скважин при неустановившихся режимах.
Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т.е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) приустановившимся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующим измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным манометром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 минут, а изменение давления - до 2 - 10 часов, что устанавливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом эксплуатации. Теория исследования разработана для условий упругого режима при Рз ≥ Рн (но не более, чем на 15%), если в районе скважины Рпл > Рн. Базируется исследование на использовании основной формулы упругого режима.
Исследования скважин при установившемся режиме фильтрации - это исследования при режиме изменения, которые происходят под действием сил пласта и насыщающих его жидкостей. Метод Хорнера и метод касательной предназначен для обработки данных бесконечного пласта, а метод Чарного для обработки ограниченного пласта. Метод восстановления давления выполняют путем остановки скважины и снятия КВД, если время работы скважины до остановки соизмерим с периодом наблюдения после остановки, обработать такие КВД, следует по методу Хорнера, метод Хорнера позволяет определить Рпл.
Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.
Методы восстановления давления.
Исследования выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во времени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого режима в данном случае записывается в виде:
(5)
Где - увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рз0 перед остановкой;
Q - установившийся дебит скважины до остановки (приведенный к пластовым условиям);
t - время исследования (после остановки скважины)
χ- пьезопроподнсть.
Кривую Рз (t) трансформируют в прямую, преобразуя вышеизложенное уравнение таким образом:
(6)
Где
Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую, в соответствии с уравнением (6), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат и как угловой коэффициент прямой:
(7)
Дальше вычисляют:
Гидропроводность-
(8)
Проницаемость пласта-
(9)
Комплексный параметр-
(10)
Приведенный радиус скважины, учитывая, что (μ и β определяются в лаборатории по пробе жидкости и по керну)
(11)
Коэффициент совершенства скважины при известных Rк и радиусу rс.д скважины по долоту
(12)
Коэффициент продуктивности скважины
(13)
Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закрытием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответствующим повышению Рз. Продолжающийся приток можно измерить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно определить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. Существует более 30 методов учета этого притока. Их можно разделить на 2 группы:
1. дифференциальные
2. интегральные
В группе дифференциальных методов учитывается текущий расход, а в группе интегральных - накапливающийся объем притекающей жидкости, поэтому последние более точные. Эти методы позволяют увеличить количество точек, ложащихся на прямую.
Э.Б. Чекалюк считает, что притоком можно пренебречь с погрешностью до 1% при условии
(14)
Где V(t) - накопленный приток жидкости в скважину за время исследования t.
Для выполнения этого условия только в малодебитных скважинах требуется большое время.
В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое давление Р2(t), так как
Р3(t) = P2(t) + Hρg, или использовать зависимость
Где Р20 - установившееся устьевое давление
До остановки,
Н - глубина скважины
ρ - средняя плотность воды
Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он отсутствует в полностью заполненной скважине.
В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнительного притока.
Разработаны также экспресс - методы исследования простаивающих скважин, сущность которых состоит в том, что изменение давления в пласте достигается путем кратковременного отбора или закачки в скважину жидкости (газа) - "мгновенный подлив" (не более одного объема скважины). Возможно также ступенчатое изменение дебита.
1.2 Техника и приборы для гидродинамических исследований
Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на:
· автономные
· дистанционные
Дистанционные, обеспечивают передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрируют показания в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или с десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.
Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм с помощью лебедки ЛС - 16, ЛСГ - 1, установки для исследования скважин типов
Азинмаш - 8 А, Азинмаш -8 В, ЗУИС, дистанционные приборы - на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройств (УЛА - 1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.
Прямые измерения давления осуществляют скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН - 2, МГТ - 1, дистанционными типа МГН - 5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН - 1, МПМ - 4 и дистанционными типа МГД - 36) и дифманометрами (прямого действия ДГМ - 4М и компенсационными "Онега - 1", "Ладога-1"). Диаметр корпуса их 25 - 36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от - 10 до + 400 0С.
Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД-2М, "Кобра-36Р", ДГД - 6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26 - 42мм, пределы измерения 5 - 200 м3/сут, рабочие давление и температура 20 - 35 МПа и 70 - 100 0С. Аналогично для расходомеров соответственно: 42 110 мм, 20 - 3000 м3/сут, 50 МПа, 120 0С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются безпакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер "Терек - 3" с зонтичным бесприводным пакером для измерения горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД - 2, СТД - 4, СТД - 16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 - 36 мм, чувствительность 0,5 м3/сут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 0С.
В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры - влагомеры ВРГД - 36, "Кобра - 36 РВ", дистанционный прибор ДРМТ - 3 (для измерения давления до 60 МПа и температуры до 180 0С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура "Поток - 5" (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 0С, расхода 6 - 60 или 15 - 150 м3/сут и влажности жидкости до 100%, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).
2. Расчетная часть
Скважина исследована на неустановившемся режиме фильтрации. Результаты исследований:
μн = 2,2 мПа*сек; βн = 1,2*10-9 Па-1;
βп = 1,5*10-10 Па-1;
Интервал перфорации: 2195 - 2207;
= 0,15; bн = 1,253;
ρн.д = 749 кг/м3; dэк = 146 мм
Rк = 100 м; Т = 33 часа.
Таблица 1. Метод Хорнера.
|
Рз, Мпа |
t, сек |
(T+t)/t |
lg(T+t/t) |
|
19,72 |
0 |
- |
- |
|
20,88 |
240 |
496,000 |
2,695 |
|
21,71 |
480 |
248,500 |
2,395 |
|
22,11 |
720 |
166,000 |
2,220 |
|
22,54 |
960 |
124,750 |
2,096 |
|
22,67 |
1200 |
100,000 |
2,000 |
|
22,76 |
1440 |
83,500 |
1,922 |
|
22,91 |
1617 |
74,469 |
1,872 |
|
22,94 |
1920 |
62,875 |
1,798 |
|
23,06 |
2400 |
50,500 |
1,703 |
|
23,12 |
2880 |
42,250 |
1,626 |
|
23,19 |
3340 |
36,569 |
1,563 |
|
23,4 |
4340 |
28,373 |
1,453 |
|
23,47 |
5300 |
23,415 |
1,369 |
|
23,53 |
6260 |
19,978 |
1,301 |
|
23,56 |
7220 |
17,454 |
1,242 |
|
23,6 |
7940 |
15,962 |
1,203 |
Рис. 1.
1. Определим коэффициент В:
В =
В = ;
Где Q - дебит, м3/сут;
μ - вязкость нефти, мПа*с
h - толщина пласта, м
К - проницаемость пласта, м2.
. Определим гидропроводность:
ε =
3. Определим проницаемость:
К = ;
. Рассчитаем коэффициент пьезопроводности:
χ =
- пористость
. Определим скин-эффект:
S = 1,15 (= 1,15 (= -3,16
Где Рз(240) - забойное давление после остановки скважины через 240 сек. Рпл = 25 МПа;
Метод касательных.
Таблица 2.
|
ΔР, Мпа |
t,сек |
lgt |
|
0 |
0 |
- |
|
1,16 |
240 |
2,38 |
|
1,99 |
480 |
2,68 |
|
2,39 |
720 |
2,86 |
|
2,82 |
960 |
2,98 |
|
2,95 |
1200 |
3,08 |
|
3,04 |
1440 |
3,16 |
|
3,19 |
1617 |
3,21 |
|
3,22 |
1920 |
3,28 |
|
3,34 |
2400 |
3,38 |
|
3,4 |
2880 |
3,46 |
|
3,47 |
3340 |
3,52 |
|
3,68 |
4340 |
3,64 |
|
3,75 |
5300 |
3,72 |
|
3,81 |
6260 |
3,80 |
|
3,84 |
7220 |
3,86 |
|
3,88 |
7940 |
3,90 |
Рис. 2.
1. Определим коэффициент В:
В =
В =
. Определим гидропроводность:
3. Определим проницаемость:
. Определим пьезопроводность:
. Определим приведенный радиус:
rпр = ==0,166 м
. Определим скин-эффект:
Таблица 3. Метод Чарного.
|
Рз, Мпа |
ΔР, Мпа |
t, сек |
lnΔР, Па |
|
19,72 |
5,28 |
0 |
15,48 |
|
20,88 |
4,12 |
240 |
15,23 |
|
21,71 |
3,29 |
480 |
15,01 |
|
22,11 |
2,89 |
720 |
14,88 |
|
22,54 |
2,46 |
960 |
14,72 |
|
22,67 |
2,33 |
1200 |
14,66 |
|
22,76 |
2,24 |
1440 |
14,62 |
|
22,91 |
2,09 |
1617 |
14,55 |
|
22,94 |
2,06 |
1920 |
14,54 |
|
23,06 |
1,94 |
2400 |
14,48 |
|
23,12 |
1,88 |
2880 |
14,45 |
|
23,19 |
1,81 |
3340 |
14,41 |
|
23,4 |
1,6 |
4340 |
14,29 |
|
23,47 |
1,53 |
5300 |
14,24 |
|
23,53 |
1,47 |
6260 |
14,20 |
|
23,56 |
1,44 |
7220 |
14,18 |
|
23,6 |
1,4 |
7940 |
14,15 |
Рис. 3.
1. Определим коэффициент В:
В =
. Определим гидропроводность:
. Определим проницаемость:
. Определим пьезопроводность:
Скважина исследована методом установившихся отборов на 6 режимах. Результаты исследований приведены в таблице 4.
Таблица 4.
|
режим |
Время, час |
Рз, Мпа |
ΔР, Мпа |
Дебит, м3/сут |
|
1 |
33 |
19,6 |
5,4 |
350 |
|
2 |
20 |
21,9 |
3,1 |
146 |
|
3 |
17 |
23,4 |
1,6 |
20 |
|
4 |
14 |
18,4 |
6,6 |
450 |
|
5 |
6 |
19,6 |
5,4 |
355 |
|
6 |
2 |
16,7 |
8,3 |
641 |
1. По полученным данным строим индикаторную диаграмму:
2. Определим коэффициент продуктивности:
К =
. Определим проницаемость призабойной зоны:
К =
. Определим скин-эффект:
Где к0 - проницаемость пласта.
. Определим приведенный радиус:
rпр = rce-(c1+c2+S) = 0,073*e3,69 = 2,9 м;
. Определим гидропроводность:
Вывод
В данном курсовом проекте рассмотрены такие параметры пласта, как проницаемость призабойной зоны пласта, приведенный радиус скважины, пьезопроводность, гидропроводность (параметр проводимости), коэффициент продуктивности скважины. По этим параметрам был определен характер работы пласта. С помощью метода Хорнера было определено пластовое давление Рпл.. Во всех методах скин-эффект отрицательный, это говорит о том, что призабойная зона скважины не загрязнена.
Список использованной литературы
гидродинамический пласт пьезопроводность продуктивность
1. Бойко В.С., "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений" 1990 г.
2. Мищенко И.Т., "Скважинная добыча нефти" 2003 г.
. Лекции по дисциплине "Скважинная добыча нефти"
. В.И.Щуров, "Техника и технология добыча".1983 г.