Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта
"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.
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
|
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
|
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
|
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
|
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.