![]() |
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Полученные после обработки диаграммы давления
Решение. Поскольку скважина практически не работала перед «остановкой», то подобрать какую-либо известную схему расчета не представляется возможным, так как во всех схемах обязательным условием является отбор жидкости из пласта при времени отбора, сопоставимым со временем КВД или превышающим это время. Рабочий график строится в координатах Р* –lg t, где 1. По данным таблицы 1 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Р(t) – lg t (рисунок 1) в том же масштабе, что и графики эталонных кривых (рисунок 2). 2. Фактический график КП накладывается на эталонный график и параллельным перемещением этих графиков относительно друг друга вдоль оси абсцисс находится такая кривая на эталонном графике, которая наиболее полно совпадает со сравниваемой кривой на всей ее протяженности.
Рисунок 1. Рабочий график КП в скважине № 14378 Самотлорской площади На рисунке 2 показана такая процедура. Сравниваемая кривая ближе всего совпадает с эталонной кривой 10, соответствующей Сб = 106 .
Рисунок 2. Интерпретация КВУ, записанной при ГДИ В скв. № 14378 Самотлорской площади
3. Устанавливается соответствие между произвольно выбранным значением фактического времени t на графике КП и безразмерным временем tб на графике эталонных кривых. Для tб/Сб =100соответствующее значение t = 104, 583 = 38312 c. 4. Гидропроводность пласта определяется по формуле:
5. Проницаемость пласта:
6. Коэффициент пьезопроводности:
7. Коэффициент продуктивности:
Заметим, что обычный расчет параметров пласта с построением КП (в принятых методиках – КВД) в координатах «давление – логарифм времени» и применением метода касательных дал гидропроводность, равную 0, 6 Следует также обратить внимание на то, что сравниваемая кривая в рассмотренном нами примере явно совпала с эталонной кривой только на интервале относительного давления Р* от 1 до 0, 4. На рисунке 2 приведены эталонные кривые притока Рс*= Ф(Сб, tб). На интервале Р* от 0, 4 до 0, 2 фактическая КП отклоняется от выбранной эталонной кривой в сторону соседней эталонной кривой, которая соответствует емкости скважины в 10 раз меньшей по сравнению с выбранной кривой. В данном примере емкостный показатель стал уменьшаться за счет того, что сжимаемый газ в затрубном пространстве, находящийся над уровнем жидкости в скважине, привел к снижению эффекта послепритока. В данном примере переход фактической кривой с одной эталонной кривой на другую связан не с изменением наклона скважины, а, как видим, с проявлением эффекта сжатия газа в затрубном пространстве. В целом же, разработанная методика обработки кривых притока предусматривает перед нахождением наиболее подходящей совпадающей кривой на графике эталонных кривых сначала «расчленение» фактической кривой на отдельные участки, соответствующие движению уровня жидкости в затрубном пространстве по тем или другим участкам искривленного ствола скважины. И именно с учетом особенностей полученных КП подбирается наиболее совпадающие интервалы эталонных кривых соответствующим интервалам рабочего графика. Задание. Построить кривую давления при притоке после создания скачка депрессии на пласт. Рассчитать параметры пласта по полученной КП. По скважине известно: интервал перфорации 1855-1866 м; пористость 0, 2; сжимаемость смеси 1, 1 сжимаемость породы пласта 1, 0 объемный коэффициент нефти 1, 16; вязкость нефти в пл. условиях 1, 06 сП; плотность нефти 0, 86 г/см3; расстояние между скважинами 400 м; радиус нососно-компрессорных труб 0, 063 м.
Таблица 2. Данные «давление-время», Полученные после обработки диаграммы давления
Таблица 3. Варианты
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Практическая работа № 1 Определение производительности, отношения продуктивностей И скин-эффекта для нефтяных скважин По данным восстановления давления
Цель работы По данным восстановления давления определить производительность скважины, оценить состояние призабойной зоны.
Общие сведения Производительность скважины
где
здесь
Изменение давления в скважине, находящейся в ограниченной системе (эксплуатационная колонна окружена другими эксплуатационными скважинами), будет таким же, как в бесконечной системе, пока волна депрессии в пласте не достигнет контура питания либо границы интерференции, связанной с взаимодействием с близлежащими скважинами. Время
где
Для определения
![]()
![]() Рисунок 1. Зависимость
Экстраполяция прямолинейного участка этой кривой на ось абсцисс показывает, что полное восстановление давления произойдет при
Если Отношение производительности
где
Отношения производительности вычисляется при известном радиусе дренирования и достаточно продолжительной эксплуатации скважины с постоянным дебитом. Отношение производительностей также называют степенью повреждения пласта или фактором повреждения. Значения Перепад давления вызывает приток жидкости к скважине с дебитом, зависящим от свойств пласта, вязкости жидкости, сопротивления (повреждения или скин-эффекта), сформировавшегося около скважины как результат бурения, заканчивания и эксплуатации скважины. Решение уравнения диффузии для определения распределения (или восстановления) давления не содержит скин-эффект. И поскольку эффект сконцентрирован у стенки скважины или в прискважинной зоне, Ван Евердинген предложил модификацию решения уравнения диффузии для распределения давления в бесконечном пласте с учетом повреждения пласта:
где
Когда время работы скважины на постоянном режиме
здесь Вычтем уравнение (6) из (5) и получим:
Так как
Перейдем в выражении (8) от натурального логарифма к десятичному, подставим значение
Из полученного выражения получим следующую формулу для определения скин-эффекта:
Определение скин-эффекта – это еще один способ оценки сопротивления в прискважинной зоне. Положительные значения Преимущества метода оценки сопротивления по скин-эффекту состоят в том, что полного восстановления давления не требуется и радиус области дренирования может быть не известен. Пример. Найти производительность, оценить состояние призабойной зоны (определить отношение продуктивностей и скин-эффект). По скважине известно: область дренирования скважины 162000 м2; эффективная мощность пласта 6, 4 м; пористость 0, 16; вязкость нефти 0, 7 сП; объемный коэффициент нефти 1, 29; сжимаемость нефти в коллекторе радиус скважины 7, 62 см; установившийся дебит перед закрытием скважины объем добытой нефти с последнего замера давления 678, 93 м3; статическое давление скважины 16, 534 МПа.
Получены следующие данные восстановления давления (таблица 1):
Таблица 1.
Решение. По результатам гидродинамического исследования (таблица 1) строим график – зависимость давления в скважине от логарифма времени (рисунок 1). По графику определяем угол наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления: Используя уравнение (1) находим производительность скважины
и проницаемость
Радиус контура питания находим по формуле:
где
Итак,
![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]()
Рисунок 2. Кривая восстановления давления Время
Так как Отношение продуктивностей, рассчитанное по формуле (4), равно
что свидетельствует о наличии повреждений (проницаемость в прискважинной зоне меньше, чем в области дренирования). Этот факт подтверждается и значением скин-эффекта Таким образом,
Варианты. По скважине известно: область дренирования скважины 150000 м2; эффективная мощность пласта 10 м; пористость 0, 2; вязкость нефти 0, 7 сП; объемный коэффициент нефти 1, 16; сжимаемость нефти в коллекторе радиус скважины 7, 62 см; установившийся дебит перед закрытием скважины объем добытой нефти с последнего замера давления 675, 57 м3; статическое давление скважины 16, 508 МПа. Данные восстановления давления представлены в таблице 2. Таблица 2. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-03-22; Просмотров: 1115; Нарушение авторского права страницы