Определение коэффициента фильтрационного сопротивления по данным исследований.

pзаб, МПа	Qат, м³ /сут
1, 5	124000
1, 6	76000
1, 6	36000
1, 66	14000

 

В ходе проведения исследований были установлены следующие значения для забойного давления(p_заб) и дебита скважины(Q_ат),

 

Таблица 1

 

Взяв за основу эти p_заб и переведя Q из куб. метров в сутки в куб.метры в секунду(таб.2), а также зная тот факт, что при Q=0 p_заб=p_пл, то есть при дебите скважины равном 0 забойное давление равно пластовому, можем найти пластовое давление, построив график зависимости между забойным давлением и дебитом скважины(рис.11)

 

Таблица 2. Зависимость между пластовым давлением и дебитом скважины.

pзаб, МПа	Qат, м³ /с
1, 5	1, 435185185
1, 6	0, 87962963
1, 6	0, 416666667
1, 66	0, 162037037

 

Рис.11 - Зависимость между пластовым давлением и дебитом скважины

 

Из этого рисунка видно, что при исследованиях была допущена ошибка в измерении p_заб. и соответствующего ему дебита, а именно при p_заб =1, 6 МПа дебит скважины, в данном случае, не равен Q_ат ≠ 0.416666667 м³/с.

Исключая это значение и продолжая график до пересечения с осью Y, когда Q_ат=0 построим новый график зависимости между забойным давлением и дебитом скважины (рис.12) и найдем из него p_пл.

 

Рис.12 - Зависимость между квадратом пластового давления и дебитом скважины

 

Видим, что пластовое давление равно 1, 73 МПа

Теперь, зная, что пластовое давление =1, 73 МПа и фильтрация происходит по двучленному закону построим график зависимости ( )/Q _ат от Q _ат для фильтрации газа(рис.13), взяв значения из Таблицы 3.

 

Таблица 3.

( )/Q ат, МПа2*с/м3	Q ат , м3/с
0, 515679	1, 435185185
0, 488636	0, 87962963

 

 

Рис. 13 - График зависимости ( )/Q _ат от Q _ат при фильтрации газа по двучленному закону

 

А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Коэффициент А находим, как расстояние между осью абсцисс и точкой пересечения прямой с осью ординат, а коэффициент B, как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс, то есть B=tgβ.

Из теоремы о нахождении тангенса угла в прямоугольном треугольнике знаем, что он равен отношению противолежащего катета к

прилежащему поэтому

Коэффициент A в свою очередь равен: .

Расчёт теоретических значений коэффициентов фильтрационного сопротивления для гидродинамически совершенной скважины

 

В расчетах были использованы следующие исходные данные:

 

Таблица 1

Название параметра	Обозначение	Значение
Мощность пласта, м	h	30
Глубина вскрытия, м	b	15
Проницаемость, 10-12 м2	k	0, 29
Радиус контура питания, м	Rк	300
Радиус скважины, м	rс	0, 08
Атмосферное давление, 106 Па	pат	0, 1
Атмосферная температура, К	Тат	293
Плотность при pат и Тат, кг/м3	ρ ат	1, 967
Динамическая вязкость нефти, мПа*с	μ	0, 012
Коэффициент сверхсжимаемости	z	0.72
Пластовая температура, К	Тпл	301
Доп. коэффициент пористой среды	β	15

 

По формуле для двучленной фильтрации совершенной скважины получаем:

 

 (31)

где

 

Найдём коэффициент гидродинамического сопротивления А:

 

 

Коэффициент гидродинамического сопротивления В равен:

 

 

Введя коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия С₁ и С₁^’ получим двучленную фильтрацию для несовершенной скважины.

С₁ и С₁^’ находим по формулам (25) и (26) соответственно.

Зная С₁ и С₁^’, а также степень вскрытия пласта =h/b по формуле (30) находим коэффициенты гидродинамического сопротивления А и В, приняв за ноль коэффициенты несовершенства скважины по характеру вскрытия С₂ и С₂^’, так как фильтрация происходит через фильтр, а не через перфорационные отверстия.

 

Оценка гидродинамического несовершенства скважины

 

Зная теперь значения коэффициентов А и В для совершенных и несовершенных скважин можем найти несовершенство скважины.

Оно записывается в виде:

 

 (32)

Q_сов и Q_несов находим из уравнения(31), взяв =2, 99МПа² и =2, 25МПа².

0, 003· +0, 27· -0, 74=0

D=(0, 27)²-4·0, 003·(-0, 74)=0, 08178

0, 011· +0, 4· -0, 74=0

D=(0, 4)²-4·0, 011·(-0, 74)=0, 193

 

Из этого следует:

Если выразить  в процентах, то получим: .

Выразим δ по следующей формуле:

 

 (33)

где С=С₁

Получим:

 

 или в процентах: δ =65%.

 

 

Вывод

 

1.По данным гидродинамических исследований газовой скважины был построен график зависимости забойного давления(p_заб) от дебита(Q) из которого, исключив неправильное значение p_заб, было найдено пластовое давление(p_пл) методом экстраполяции этой кривой до пересечения с осью ординат, а также коэффициенты гидродинамического сопротивления А и В, путём построения графика зависимости ( )/Q _ат от Q _ат . Эти значения коэффициентов гидродинамического сопротивления соответствуют несовершенной скважине.

2.По формулам двучленной фильтрации были вычислены коэффициенты гидродинамического сопротивления А и В для совершенной скважины, причём при сравнении их с коэффициентами А_н и В_н, вычисленными по тем же формулам для несовершенной скважины, выяснилось, что извилистость каналов фильтрации оказывает большее влияние на течение жидкости, чем её вязкость, т.е. Δ B > Δ A.

3.Зная значения коэффициентов гидродинамического сопротивления А и В и то что скважины эксплуатировались при одинаковых условиях нашли несовершенство скважины, причём и по отношению дебитов Q и Q_ат, и по отношению коэффициентов А и А_н оно практически одинаково и отличается лишь на 1%, что может быть связано с неточность подсчётов.

4. Вычисленные теоретически и практически для несовершенной скважины коэффициенты гидродинамического сопротивления А одинаковы, в отличии от коэффициентов В, которые отличаются почти в 5 раз, это связано с тем, что оценка извилистости каналов фильтрации по известным давлениям и дебитам менее точна, чем та же оценка по известным фильтрационным характеристикам пласта. 4.

 

 

Список используемой литературы

1. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.

2. Ш. К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта М.: Недра, 1971г.

3.Лекции по подземной гидромеханике.

⇐ Предыдущая123

Поделиться: