Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

«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)

1.2 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 е, пластовое давление Рпл, пьезопроводность пласта ч, 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 г наклона линии, определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины:

tg г = K0 = (1)

где К0 = (2)

k, h — проницаемость и работающая толщина пласта; м — 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:

е = (3)

При rс = rс. д несовершенство скважины учитывается в е. Если м 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)

ч- 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 (м и в 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) + Hсg, или использовать зависимость

Где Р20 — установившееся устьевое давление

До остановки,

Н — глубина скважины

с — 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 — 4 М 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 — 42 мм, 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:

мн = 2,2 мПа*сек; вн = 1,2*10-9 Па-1;

вп = 1,5*10-10 Па-1;

Интервал перфорации: 2195 — 2207;

m = 0,15; bн = 1,253;

сн. 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;

м — вязкость нефти, мПа*с

h — толщина пласта, м

К — проницаемость пласта, м2.

2. Определим гидропроводность:

е =

3. Определим проницаемость:

К =;

4. Рассчитаем коэффициент пьезопроводности:

ч =

m — пористость

5. 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.

ДР, 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 =

2. Определим гидропроводность:

3. Определим проницаемость:

4. Определим пьезопроводность:

5. Определим приведенный радиус:

rпр = ==0,166 м

6. Определим скин-эффект:

Таблица 3. Метод Чарного.

Рз, Мпа

ДР, Мпа

t, сек

lnДР, 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 =

2. Определим гидропроводность:

3. Определим проницаемость:

4. Определим пьезопроводность:

Скважина исследована методом установившихся отборов на 6 режимах. Результаты исследований приведены в таблице 4.

Таблица 4.

режим

Время, час

Рз, Мпа

ДР, 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 =

3. Определим проницаемость призабойной зоны:

К =

4. Определим скин-эффект:

Где к0 — проницаемость пласта.

5. Определим приведенный радиус:

rпр = rce-(c1+c2+S) = 0,073*e3,69 = 2,9 м;

6. 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.

3. Лекции по дисциплине «Скважинная добыча нефти»

4. В. И. Щуров, «Техника и технология добыча». 1983 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой