Индикаторная линия скважины это график зависимости

Индикаторная диаграмма - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная диаграмма - скважина

Cтраница 1

Индикаторные диаграммы скважин, эксплуатирующих пласты с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, криволинейны с выпуклостью, обращенной к оси дебитов. [1]

Что такое индикаторная диаграмма скважины и как она строится. [2]

Так, индикаторные диаграммы скважин во многих случаях оказываются нелинейными. Следовательно, их продуктивность, постоянная согласно линейной теории, фактически зависит от величины ( ре) депрессии на пласт. Кривые падения дебита ( КПД) и восстановления давления ( КВД) при пуске и остановке скважин часто таковы, что вычисленная по ним гидропроводность пласта оказывается зависящей от времени. [3]

Кривая / представляет собой индикаторную диаграмму скважины; кривая / / является тоже индикаторной линией, но полученной без учета гидравлических потерь напора в трубах. [4]

Получим формулу, описывающую индикаторные диаграммы скважин в трещиноватом деформируемом пласте. [6]

Последнее трансцендентное уравнение, описывающее индикаторную диаграмму скважины, весьма сложное и не допускает простого аналитического исследования аналогично предыдущему случаю. [7]

На основе теоретических решений установлено, что индикаторные диаграммы скважин, продуцирующих аномальную нефть, имеют вогнутость в начальном участке относительно оси дебитов. Показано, что полный график изменения деби-тов от перепада давления состоит из двух участков: нелинейного и линейного. [8]

В работе [62] приведены данные, свидетельствующие об искривлении индикаторных диаграмм скважин при фильтрации нефтей со структурно-механическими свойствами. [9]

Значение рабочего расхода жидкости является абсциссой точки пересечения характеристики подъемника и индикаторной диаграммы скважины. Давление на устье скважины р строго фиксировано в том случае, когда ствол подключен непосредственно к коллектору высокого давления. Если между устьем и коллектором находятся достаточно длинные коммуникации, в которых могут происходить ощутимые потери давления ( например райзеры, соединяющие подводное устье с выкидной линией на морской платформе), то эти коммуникации следует включать в систему расчетов ствола скважины. При этом изложенными ниже методами последовательно определяются потери давления в стволе и в продолжающих его коммуникациях. Кривая в данном случае описывает давление на забое, рассчитанное как сумма давления в общей сборной линии, потерь напора в наземных ( подводных) коммуникациях и в стволе скважины. [11]

Зависимость Q / ( Ap), графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины ( или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем ( для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасы-щенности пласта в районе скважины существенно не изменяется. [12]

Сущность метода состоит в получении значений зависимости дебит-депрессия при работе скважины в установившемся режиме и построении кривой Q ( Ap), которая называется индикаторной диаграммой скважины.

www.ngpedia.ru

Индикаторная линия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная линия

Cтраница 1

Индикаторные линии по грозненским месторождениям ( см. рис. 13 - 16) являются уникальными в том смысле, что они получены при необычных очень больших дебитах жидкости или перепадах давления. Несмотря на большую мощность отложений и неоднородность коллектора по проницаемости, индикаторных линий, искривленных к оси дебитов, не получено. Такие линии не получены и по другим известным автору месторождениям с трещиноватыми коллекторами, например дагестанским, болгарским, иранским. Для этих месторождений характерны также большая мощность отложений и неоднородность коллектора по проницаемости. [1]

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой только при условии, что режим дренирования залежи напорный и в пласте установилось движение однородной жидкости по линейному закону. [2]

Индикаторные линии 3 вогнутой к оси дебитов формы следует рассматривать как дефектные и не пригодные для анализа. Кривые такой формы получаются в результате неустановившегося процесса перераспределения пластового давления в момент снятия диаграммы. [3]

Индикаторные линии могут оказаться а кепрлтслипейлзцмй. [4]

Индикаторные линии 1 и 2 характеризуют первый и второй объекты разработки в зависимости от дебита и давления. Индикаторная линия 3 характеризует их суммарную производительность. [5]

Индикаторная линия 1 ( рис. 9) соответствует линейному закону фильтрации и получается при исследовании высокопродуктивного пласта при сравнительно небольшой депрессии. [6]

Индикаторные линии для пазовых скважин, построенные в координатах Q - Др2, чаще всего также выпуклы по отношению к оси дебитов. [7]

Индикаторные линии часто называют индикаторными кривыми, хотя они чаще всего бывают прямыми линиями и именно прямолинейные индикаторные линии стремятся получать при проведении промысловых исследований нефтяных и водяных скважин при соответствующих условиях. [8]

Индикаторные линии дебит-давление на забое и дебит-уровень являются важнейшими гидродинамическими характеристиками собщающихся сосудов пласт-скважина, которые используются при анализе работы за предыдущий период эксплуатации и при проектировании новых режимов. [9]

Индикаторная линия / ( рис. 45) - прямая, соответствующая линейному закону фильтрации. Строится она по данным исследования высокопродуктивного пласта при сравнительно небольшой депрессии. [11]

Индикаторная линия дебит - уровень 3 показана в двух видах: сплошной линией и пунктирной. [12]

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов ( см. рис. II.9, кривая 3), чаще всего является результатом измерения дебитов и забойных давлений, когда перераспределение давления в пласте еще не установилось. Считается, что иногда вогнутые индикаторные линии отражают включение в работу при повышении депрессии дополнительных пропластков, не участвующих в фильтрации нефти при малых перепадах давлений. Вогнутые индикаторные линии для нагнетательных скважин часто объясняются открытием старых и возникновением новых трещин при повышении давления нагнетания. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток необходимо повторить.

www.ngpedia.ru

Исследование нефтяных скважин на стационарных режимах. Индикаторные диаграммы

Параметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов, извлеченных из них. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта.

Одним из таких методов является исследование скважин на стационарных режимах, когда в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю.

Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины p_c и дебит Q. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму. Индикаторной диаграммой для нефтяной скважины называют зависимость перепада давлений (депрессии) от дебита скважины. По известным давлениям на скважине и контурному давлению (давлению на забое закрытой скважине) находят депрессии на каждом режиме на скважине Δp = p_k – p_c и строят график зависимости Δp = Δp(Q). Характерные типы индикаторных диаграмм приведены на рисунке 2.5.

Как следует из формулы Дюпюи, дебит скважины прямо пропорционален перепаду давления Δp, поэтому при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией ‑ 1. При нарушении закона Дарси (у нефтяных скважин это происходит редко) индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий ‑ 2. В этом случае обрабатываются только те точки, которые ложатся на прямую линию при малых дебитах.

Рисунок 2.5 –

Индикаторные диаграммы нефтяных скважин

Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид – 3. Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия – 4 обычно означает, что процесс исследования нестационарный, поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима. При фильтрации неньютоновских жидкостей она может иметь и более сложный вид.

Для определения параметров пласта необходимо по точкам при малых расходах провести прямую линию проходящую через начало координат. На этой линии необходимо выбрать любую точку и найти значения Δp_͓ и Q_͓. По этим значениям найти коэффициент продуктивности нефтяной скважины K, который является отношением дебита скважины к перепаду давлений:

(2.29)

и имеет размерность м³/(с Па). Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением:

(2.30)

Для нефтяных скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен:

(2.31)

По известному значению коэффициента продуктивности или фильтрационного сопротивления можно найти коэффициент гидропроводность пласта kh/μ:

megaobuchalka.ru

К методике интерпретации индикаторных линий скважин, вскрывших несколько продуктивных горизонтов

В работе предложена методика интерпретации индикаторных линий скважин, вскрывших несколько продуктивных горизонтов. Данная методика позволяет расширить круг годных к интерпретации индикаторных линий. Предложенная методика может быть использована как для обработки индикаторных линий нефтяных, так же и для газовых скважин.

Ключевые слова: интерпретация, индикаторные линии, продуктивные горизонты, скважина

In this paper, a technique is proposed for interpreting well indicator lines that have revealed several productive horizons. This technique allows expanding the range of indicator lines suitable for interpretation. The proposed methodology can be used both for processing indicator lines of oil, as well as for gas wells.

Keywords: interpretation, indicator lines, productive horizons, well

В практике разработки многопластовых месторождений часто встречаются случаи, где по различным причинам, например, с целью сокращения срока разработки, осуществляется одновременная совместная эксплуатация нескольких горизонтов одной скважиной. Для повышения эффективности разработки многопластовой залежи в подобных случаях требуется наличие надежной и достоверной информации о фильтрационных параметрах совместно эксплуатируемых горизонтов в целом.

Известно, что за последние годы в литературе многочисленными данными доказано влияние указанных свойств на форму индикаторных линий и определяемые значения параметров пласта, и разработаны эффективные методы учета этих свойств при интерпретации данных газогидродинамических исследований скважин [1, 2, 3, 4].

В связи с этим представляет также интерес разработка методики интерпретации индикаторных линий скважин, вскрывших несколько горизонтов, позволяющая определять параметры пласта с учетом изменения реальных свойств фильтрующихся флюида и коллектора в зависимости как от давления, так и от температуры, и тем самым повысить надежность и точность их значения.

С этой целью ниже рассматривается возможность использования методики, разработанной выше на основе более полного учета изменения всего комплекса физических свойств флюида и коллектора как в зависимости от давления, так и от температуры, при обработке индикаторных линий скважин, вскрывшей несколько горизонтов. В общем случае формула обработки индикаторных линий скважин, вскрывшей один пласт, была представлена в виде:

. (1)

Здесь — дебит скважины; – депрессия на пласт; — коэффициент продуктивности скважины при пластовом давлении ; — коэффициенты, характеризующие изменение комплекса физических параметров флюида и коллектора в зависимости от снижения давления и сопутствующих ему процессов; – показатель степени полинома.

При вскрытии скважиной нескольких продуктивных горизонтов приток флюида к ее забою в каждом горизонте будет описываться формулой (1), но с различными коэффициентами

Тогда, суммируя все уравнения, описывающие приток в каждом пласте, получим следующее уравнение стационарного притока флюида к забою скважины в многопластовой залежи:

, (2)

где

Принимаем, что Подлежат определению коэффициенты и показатель степени полинома n. Последовательность обработки индикаторных линий производится аналогично вышеуказанной методике и определяются параметры многопластовой залежи. Следует отметить, что все три возможных случая формы индикаторных линий, рассмотренные выше, справедливы также и здесь. Поэтому по форме индикаторных линий невозможно установить, скважина эксплуатирует многопластовую или же однопластовую залежь.

Для установления справедливости и точности предлагаемой методики рассматривается следующий пример. Итак, допустим, что скважина вскрывает два изолированных газоконденсатных горизонта с известными коэффициентами:

Остальные коэффициенты формулы (2) из-за их незначительности принимаем равными нулю. С использованием значений указанных коэффициентов при различных депрессиях были рассчитаны дебиты каждого пласта в отдельности (табл.). Суммируя дебиты горизонтов, определяем общий дебит при соответствующих депрессиях Затем, согласно формуле (2) построена индикаторная кривая скважины в координатах но она не является прямой линией и уменьшается по нелинейному закону. В координатах же имеет форму выпуклой к оси дебитов. Для определения значений экстраполируем зависимость до точки По отрезку, отсекаемой этой кривой на оси ординат, определяем Для уточнения точности согласно известной двухчленной формуле индикаторная линия построена в координатах , и определен коэффициент фильтрационного сопротивления а, который должен быть равен обратной величине коэффициента . Найденное значение коэффициента а из рисунка достаточно точно совпадает с обратной величиной .

Таблица

Депрессия, МПа	Дебит пластов, м³/с		Общий дебит скважины , м³/с	Коэффициент продуктивности, м³/с МПа	м³/с (МПа)²	(м³/с МПа)²
Депрессия, МПа			Общий дебит скважины , м³/с	Коэффициент продуктивности, м³/с МПа	м³/с (МПа)²	(м³/с МПа)²
1,8	9,43	14,06	23,49	13,05	–2,25	170,3
2,8	12,85	19,78	32,63	11,65	–1,95	135,72
3,6	14,82	23,69	38,51	10,70	–1,78	114,50
5,1	17,82	29,84	47,66	9,35	–1,52	87,42
7,0	20,05	35,93	55,98	8,00	–1,30	64,00
8,0	21,07	38,53	59,60	7,45	–1,21	55,50

После определения коэффициента продуктивности скважины, формулу (2) представляем в виде:

. (3)

В соответствии с (3) индикаторная линия построена в координатах и и, как видно, она достаточно хорошо аппроксимируется прямой линией. По отрезку, отсекаемому из оси ординат, определяем коэффициент а по угловому коэффициенту значение

Следует отметить, что — переменная величина. Для ее оценки определим наибольшее и наименьшее значения функции

. (4)

Для этой цели используем известное неравенство

Подставляя , получаем

или . (5)

Учитывая в (2) , получаем

. (6)

Далее в (1) вместо подставляем , где и получаем:

Используя (3), окончательно получим

. (7)

Это и есть наименьшее значение функции .

Для нахождения наибольшего значения используем неравенство

, т. е. , (8)

где .

, (9)

где .

Следовательно, .

Как известно, для определения для однопластовых залежей индикаторную линию следует перестраивать в координатах и , и получается как тангенс угла наклона полученной прямой с осью абсцисс. Однако для многопластовой залежи эта зависимость в указанных координатах представляет собой не прямую, а кривую (выпуклая или вогнутая) и прямая, у которой тангенс угла наклона

(10)

является касательной к этой кривой в точке (0, А_1м), при условии, если увеличивается.

Следовательно, если кривая вогнутая, она будет находиться между двумя прямыми, где . Если эта кривая выпуклая, то она будет находиться между прямыми, где .

Как видно из приведенных расчетов, значения коэффициентов , и , определенных из индикаторной скважины, хорошо согласуются с их расчетными значениями, найденными по формулам. Действительно, ,, .

Таким образом, разработанную ранее нами методику интерпретации индикаторных линий скважин можно с высокой точностью применять для интерпретации скважин, вскрывших многопластовые залежи, и при этом более точно и достоверно определять параметры залежи. Кроме того, эта методика позволяет, как было отмечено ранее, резко расширить круг годных к интерпретации индикаторных линий. Эта методика может быть применена и для обработки индикаторных линий как нефтяных, так и газовых скважин. При этом разница состоит лишь в структуре коэффициентов, входящих в формулу притока.

Разницу в значениях забойных давлений в отдельных горизонтах при значительной мощности залежи можно учитывать с введением соответствующих поправок.

Литература:

Временное руководство по гидрогазодинамическим методам изучения фильтрационных свойств залежей нефти и газа, характеризующихся высокими пластовыми давлениями /М. Т. Абасов, Э. Х. Азимов, М. К. Абдуллаев и др. — Баку: Элм, 1978. — 128 с.
Азимов Э. Х. Методика интерпретации индикаторных линий нефтяных скважин // Изв. АН АзССР. — Сер. Наук о Земле. –1986. — № 5. — С.43–50.
Абасов М. Т., Азимов Э. Х. К методике обработки индикаторных линий скважин // Докл. АН АзССР. –1987. — Т.43. — № 4. — С.33–37.
М. Т. Абасов, Э. Х. Азимов, И. Р. Гасанов. Методика прогнозирования изменения коэффициента продуктивности газовых и газоконденсатных скважин по данным их исследований при установившихся режимах //Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. — Книга 2 /Под ред. проф. Э. А. Бакирова и доцента Ю. А. Сударикова. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990. — С.37–46.

Основные термины (генерируются автоматически): индикаторная линия скважин, многопластовая залежь, индикаторная линия, горизонт, линия, ось ординат, методика интерпретации, коэффициент продуктивности скважины, прямая линия, тангенс угла наклона.

moluch.ru

Индикаторная диаграмма - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная диаграмма - скважина

Cтраница 1

Что такое индикаторная диаграмма скважины и как она строится. [2]

Получим формулу, описывающую индикаторные диаграммы скважин в трещиноватом деформируемом пласте. [6]

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Даб или от величины депрессии АР, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями ( ДРРПЛ - Рзаб) - Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм ( рис. 3.5) могут быть прямыми ( линия 7), выпуклым

www.ngpedia.ru

Исследование скважин при установившихся режимах — КиберПедия

В главе 2 была получена формула (2.10) радиального притока жидкости к скважине

, (6.1)

Если e = e(r), то

, (6.2)

В главе 4 § 2 было показано, что формулы (4.1) и (4.2), справедливые, строго говоря, для совершенных скважин, остаются справедливыми и для скважин несовершенных (перфорированных), но при подстановке в них вместо радиуса скважины rс приведенного радиуса rпр.

Из формул (6.1) и (6.2) видно, что дебит жидкости q зависит от депрессии Рк - Рс, которая является независимым аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти формулы, можно обозначить А. Таким образом,

, (6.3)

или

, (6.4)

Тогда дебит будет равен

. (6.5)

Формулы (6.1), (6.2), (6.5) определяют дебит жидкости в пластовых условиях. На практике дебит q измеряется при стандартных условиях и не в объемных единицах, а в т/сут.

Учитывая усадку нефти, т. е. вводя объемный коэффициент bн, и плотность нефти при стандартных условиях ρн, а также переходя от секунд к суткам, можем формулу (6.5) переписать так:

, (6.6)

Введем обозначение

, (6.7)

Тогда

, (6.8)

где Q - дебит скважины при стандартных условиях, т/сут; К - коэффициент продуктивности, т/(сут×Па).

Формула (6.8) получила название формулы притока. Из нее видно, что приток линейно зависит от депрессии или при постоянном давлении на контуре от давления на забое скважины. Из (6.8) следует

, (6.9)

т. е. коэффициент продуктивности есть суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии. Подставляя в (6.7) значения А из (6.3) и раскрывая значение e, можем записать

, (6.10)

Иногда пользуются понятием удельный коэффициент продуктивности Ку = К / h , т. е. коэффициент продуктивности отнесенным к единице толщины пласта. Это позволяет более объективно сопоставлять фильтрационные способности пластов в различных скважинах. Графическое изображение зависимости Q = f(Рк - Рс) или Q = f(Рc) называется индикаторной линией. Из (6.8) видно, что индикаторная линия должна быть наклонной прямой с угловым коэффициентом К. Чтобы построить индикаторную линию, необходимо иметь несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления Рс.

Если известно пластовое давление в скважине, то индикаторную линию можно строить в функции депрессии DР = Рк - Рс, т. е. [Q(Dp)]. Если пластовое давление неизвестно, то индикаторную линию строят в функции забойного давления рс, т. е. [Q(Рc)]. Экстраполируя индикаторную линию до пересечения с осью ординат, можно определить пластовое давление как ординату Р, соответствующую нулевому значению дебита (рис. 6.1). Экстраполяция индикаторной линии до пересечения с осью дебитов дает величину так называемого потенциального дебита Qпот, т. е. дебита при нулевом давлении на забое скважины. Эксплуатировать скважины при Qпот по геологическим и техническим причинам практически нельзя, за исключением скважин с обнаженным забоем, работающих в условиях гравитационного режима. Фактические точки Q(p), получаемые при исследовании скважины на нескольких установившихся режимах, обычно не ложатся точно на прямую, как на рис. 6.1, а дают разброс, иногда значительный. Кроме того, индикаторные линии не всегда получаются прямыми, как это следует из формулы притока (6.8). Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению со случаем фильтрации, описываемым линейным законом Дарен. Это объясняется тремя причинами.

Рис. 6.1. Построение зависимости Q(Рc) по четырем фактическим точкам

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двухфазной (нефть+газ) фильтрации и, следовательно, больше фильтрационное сопротивление.

2. Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.

3. Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

Искривление в сторону оси дебитов объясняется неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков и разными значениями в них пластовых давлений. Это можно пояснить на примере двухслойного пласта. Если пластовое давление в первом пропластке Рк1 а во втором Рк2 причем Рк1 > Рк2, то при всех забойных давлениях Рс, лежащих в пределах Рк1 > Рс > Рк2, приток будет только из первого пропластка. При снижении Рс до величины Рс < Рк2 < Рк1 будут работать оба пропластка, т. е. дебит непропорционально возрастет. Если бы в реальных скважинах процессы фильтрации были обратимы, т. е. расход при отборе был бы равен расходу при поглощении в условиях численного равенства депрессии и репрессии, то это не могло обусловить кривизну индикаторной линии, так как известно, что алгебраическая сумма линейных уравнений всегда дает результирующее линейное.

Однако по целому ряду причин процессы фильтрации необратимые, и в частности потому, что на забое всегда имеются взвесь, илистые и глинистые осадки, которые при возникновении репрессии закрывают поры, т. е. работают как обратный клапан: выпускают жидкость из пласта в скважину и задерживают в обратном направлении. Наличие многих прослоев сглаживает ход результирующей индикаторной линии, плавно загибающейся в сторону оси дебитов.

Известны многочисленные факты, когда разница в пластовых давлениях соседних пропластков, вскрываемых общим фильтром, доходила до 3 МПа, а также факты внутрипластовых перетоков. Кроме того, нелинейный характер индикаторных линий находит объяснение в аномальных неньютоновских свойствах некоторых пластовых жидкостей.

При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда можно аппроксимировать уравнением

, (6.11)

Это уравнение называют общим уравнением притока.

При n = 1 уравнение (6.11) описывает прямолинейную индикаторную линию. При 1 > n > 1/2 - индикаторные линии с искривлением в сторону оси P, при n > 1/2 - индикаторные линии с искривлением в сторону оси Q.

Случай линейной фильтрации является аналогом ламинарному течению жидкости в трубной гидравлике. Ламинарное течение с энергетической точки зрения наиболее экономичное, поэтому в общем уравнении притока n больше единицы быть не может.

При n = 1/2 приток имеет четко выраженное турбулентное течение жидкости, когда коэффициент трения l не зависит от числа Re. Таким образом, индикаторная линия с искривлением в сторону оси дебитов (n > 1) физически невозможна. В противном случае это означало бы существование течения жидкости с энергетической точки зрения более экономичного, чем в случае ламинарного течения. Поэтому индикаторные линии с искривлением в сторону оси дебитов, когда n > 1, просто считали дефектными.

С появлением скважинных дебитомеров удалось установить истинные причины искривления индикаторных линий. При n ¹ 1 коэффициент К в общем уравнении притока теряет свой физический смысл коэффициента продуктивности и превращается просто в коэффициент пропорциональности или в угловой коэффициент.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам как

, (6.12)

Зная К, можно определить гидропроводность e = kh/m. Для этого надо решить формулу (6.10) относительно e

, (6.13)

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии h, а по лабораторным данным m, можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Обычно вместо Rк берут половину среднего или средневзвешенного по углу расстояния до соседних скважин. Для одиночно работающих скважин Rк принимают равным 250 - 400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.

Если имеется ряд фактических замеров дебитов Qi и соответствующих этим дебитам замеров забойного давления Pi, то по этим данным можно определить все постоянные коэффициенты общего уравнения притока. Поскольку их три (К, Pк, n), то нужно иметь по крайней мере замеры дебитов и давлений при трех режимах эксплуатации. Полагая, что индикаторная линия описывается уравнением вида (6.11), то для каждого режима будем иметь

(6.14)

Деля уравнение 1 на 2, сокращая на К и логарифмируя правую и левую часть, найдем

или

, (6.15)

Решая 2 с 3 аналогично, найдем

, (6.16)

Деля (6.15) на (6.16) и сокращая на n, найдем:

, (6.17)

Левая часть, число N, известна, так как Q₁, Q₂, Q₃ известны. Неизвестно Pк. Его аналитическое определение представляет сложности, так как уравнение (6.17) трансцендентное. Поэтому из (6.17) Pк может быть найдено графоаналитически. Задаваясь несколькими произвольными, но близкими к реальным значениям Pк, вычисляем отдельно М - правую часть равенства (6.17) и строим график зависимости М(Рк) (рис. 6.2). Находя на этом графике точку пересечения А прямой N = const с линией М(Pк), получаем абсциссу этой точки, т. е. такое значение Pк, при котором N = M. Дальнейшее определение коэффициентов К и n трудностей не представляет.

Рис. 6.2. Графоаналитический метод определениявеличины Рк.

Решая уравнение (6.15) или (6.16) относительно искомого n и подставляя в него уже найденное Pк, найдем

, (6.18)

И далее, из любого 1, 2, 3 уравнений, подставляя в них уже найденные Pк и n, определим К.

, (6.19)

Поскольку точки Qi и Pi всегда дают разброс, то из уравнений системы (6.14) получится три разных значения К. Рекомендуется принять среднее арифметическое.

Аналогично получится и с величиной n, из трех значений которых принимают средние арифметическое. Тогда уравнение притока в данной скважине будет

, (6.20)

Для вычисления коэффициентов К, Pк и n можно применить другие методы, например метод наименьших квадратов.

В подземной гидравлике обосновывается описание процесса фильтрации так называемой двучленной формулой

. (6.21)

По существу это есть аппроксимация индикаторной линии полиномом второй степени. При малых Q второе слагаемое в (6.21) мало. При увеличении Q оно увеличивается пропорционально квадрату Q. Уравнение (6.21) преобразуется в прямую делением всех членов на Q:

. (6.22)

Рис. 6.3. Индикаторная линия при двучленной формуле притока

Имея фактические точки, т. е. Qi, и Pci, и строя по ним график в координатах у = (Pк - Рc) / Q и x = Q, получаем прямую, не проходящую через начало координат и отсекающую на оси у отрезок a, b - угловой коэффициент этой линии (рис. 6.3):

. (6.23)

При Q ® 0 у = а = (Рк - Рc) / Q, откуда

следовательно,

. (6.24)

Таким образом, в случае аппроксимации криволинейной индикаторной линии двучленной формулой необходимо по фактическим точкам перестроить индикаторную линию в координатах у = (Рк - Рc)/Q, х = Q, определить отрезок а и далее согласно формуле (6.24) найти искомые параметры: гидропроводность e или проницаемость k. В случае фильтрации в пласте газированной жидкости, т. е. при Рпл < Рнас, параметры пласта определяют по формуле установившегося радиального притока газированной жидкости, которая решается относительно искомой e.

Формула имеет вид

, (6.25)

где Нк и Нс - функции, учитывающие изменение газонефтенасыщенности и фазовой проницаемости для жидкости при изменении давления. Остальные обозначения прежние.

Физически величина (Нк - Нс) представляет собой ту часть общей депрессии, которая необходима для проталкивания к забою скважины только жидкости.

Функция Н через известные забойные давления вычисляется с помощью специальных аппроксимирующих формул, различных для различных интервалов давлений. Обычно методы определения параметров пласта при установившихся отборах газированной жидкости описываются в соответствующих инструкциях, как правило, не отличаются надежностью и применяются редко.

В заключение необходимо заметить, что использование формул установившегося радиального притока для определения гидропроводности пласта e = kh/m дает значения этого параметра, характерные для призабойной зоны пласта, так как в этой зоне происходит наибольшее падение давления.

cyberpedia.su

Индикаторная диаграмма.

Лекция 2,3.Коэффициент продуктивности скважины. Приток жидкости к скважине.

Приток жидкости из пласта к скважине определяется формулой притока:

(1)

;n– показатель степени фильтрации, для линейной фильтрацииn=1

- пластовое и забойное давление, МПа.

; (2) формула Дюпюи

Где k– коэффициент проницаемости,

h– вскрытая мощность пласта, м

μ – вязкость нефти в пласте,

- радиус контура питания, м

– радиус скважины, м.

При линейной фильтрации

Учитывая формулу (2) - (3) формула Дюпюи для

радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости:

Формула справедлива для совершенной скважины, т.е. в которой продуктивный пласт вскрыт ею на полную толщину, а сообщения пласта со стволом скважины производится через открытый забой в условиях плоско-радиальной фильтрации.

В действительности же скважины в большей части гидродинамически несовершенны.

Иногда скважины имеют открытый забой, но вскрывают лишь часть пласта. Такие скважины будут несовершенными по степени вскрытия.

В большинстве случаев скважины вскрывают пласт на всю его мощность, но сообщаются с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне. Такие скважины называются несовершенными по характеру вскрытия пласта.

Часто встречаются скважины несовершенные и по степени и по характеру вскрытия пласта.

Несовершенство скважин влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока, а так же в результате сгущения линий тока у перфорационных отверстий.

Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в формулу (3) дополнительного сопротивления в виде безразмерных коэффициентов:

(4)(5)

- коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия

– коэффициент несовершенства по характеру вскрытия

По формуле (5) можно заранее спроектировать дебит конкретной скважины при известных значениях входящих в неё величин. На практике коэффициент продуктивности скважины определяется на установившихся режимах её работы. Установившимся режимом называется режим работы скважины, когда её последующий измененный дебит или забойное давление будут отличаться не более, чем на 5% в течение заданного периода. Из формулы (3) можно написать:

(6)

Где Q– дебит скважины;k– коэффициент проницаемости пласта,;h– мощность пласта, м;

μ – вязкость жидкости, ;- радиус контура питания, м;– радиус скважины, м.

При расчете принимают равным половине расстояния между соседними скважинами и- радиус долота, которым бурилась скважина в зоне продуктивного пласта. Давлениеопределяют путем измерения забойного давления в закрытой скважине, когда давление восстановилось. Забойное давление- давление на забое скважины во время её эксплуатации. Задаваясь различными произвольными значениямии решая уравнение (6) относительно(при) получаем характер изменения давления вокруг скважины при установившемся в ней притоке.

Эта логарифмическая кривая изменения давления показывает, что в процессе эксплуатации скважины вокруг её образуется как бы воронка депрессии, в пределах которой градиент давления резко возрастает по мере приближения к скважине. Значительная часть общего перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины: по мере удаления от скважины кривые градиентов давления выполаживаются вследствие резкого уменьшения скоростей фильтрации на далеких расстояниях от скважины.

По результатам замеренных значений дебита и забойного давления в скважине на установившихся режимах её работы в прямоугольной системе координат строится индикаторная диаграмма, в которой по оси ординат откладываем депрессию, а по оси абсцисс – дебит.

К_пр=tgα

Удельная поверхность породы.

Удельная поверхность породы – это величина равная суммарной открытой поверхности частиц, приходящейся на 1 единицу объема породы. Вследствие небольших размеров зерен песка и значительной плотности упаковки этих зерен общая поверхность пористого пространства пласта достигает огромных размеров. так поверхность зерен, содержащихся в 1 однородного песка с размером зерен 0,2 мм составляет около 20276. С уменьшением размера частиц удельная поверхность увеличивается. От удельной поверхности зависят многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность (прилипание и удержание тонкого слоя воды и нефти на поверхности зерен) и конечная нефтеотдача. Если поверхность пористой среды нефтяного пласта после окончания эксплуатации залежи останется смоченной тончайшей пленкой нефти, это значит, что большое количество нефти останется в пласте. Удельная площадь поверхности нефтесодержащих пород

где m– пористость породы в долях единицы;k– проницаемость породы в Дарси.

Физические свойства нефти в пластовых условиях.

Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это вызывается влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. Знание этих свойств необходимо при подсчете запасов нефти и газа, при проектировании разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Плотность – это масса нефти в единице объема . Плотность дегазированной нефти может изменяться от 700до 1000. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением температуры и количества растворенного газа – уменьшается. Влияние температуры и количества растворенного газа сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти (в пласте - 500, дегазированной 800).

Новодмитровская нефть, . По зависимости плотности пластовой нефти от давления видно, что с повышением давления плотность нефти уменьшается, что связано с насыщением нефти газом, и при достижении давления насыщения нефти (т.b) плотность увеличивается.

При растворении газа в жидкости объем её увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации называют объемным коэффициентом .

– объем нефти при атмосферном давлении ипосле дегазации;- объем нефти в пластовых условиях. Объемный коэффициент пластовых нефтей в большинстве случаев равен 1,1-2,0.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, которая показывает на сколько % уменьшается объем пластовой нефти при извлечении её на поверхность.

Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления

где - коэффициент сжимаемости нефти,;- изменение объема нефти,;V– исходный объем нефти,;- изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости и . Легкие нефти, содержащие растворенный газ имеют повышенный.

Вязкость пластовой нефти. Чтобы переместить один слой жидкости относительно другого, необходимо приложить к нему некоторую силуP. Установлено, что силаPпропорциональна поверхности соприкосновения двух слоёв, их относительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями.

, (7)

где - коэффициент динамической вязкости;- приращение скорости движения одного слоя относительно другого;- расстояние между слоями;F– поверхность соприкосновения двух слоев.

Из формулы (7) коэффициент вязкости равен: . Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1Пас и поэтому в промысловой практике пользуются внесистемными меньшими единицами динамической вязкости пуаз и сантипуаз (сП).

Динамическая вязкость воды при равна 1сП. Вязкость нефти может изменяться от 1сП до(0,10,2Пас) и выше. Для технических целей часто пользуются понятиемкинематической вязкости ν.Это отношение динамической вязкости μ к плотности ρ -ν=.В системе СИ единицей кинематической вязкости служит 1. На практике пользуются и внесистемной единицей кинематической вязкости, стоксом:

1Ст=; 1сСт==1;

Кинематическая вязкость воды при равна 1сСт. Вязкость нефти уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры, что весьма благоприятно для добычи нефти. С повышением давления вязкость увеличивается. С увеличением объема растворенного газаи температуры, вязкость (сП) падает.

Пластовые воды и их физические свойства.

По положению относительно залегания нефтегазовых пластов воды подразделяются на следующие виды:

1)пластовые – краевые, подошвенные и промежуточные

2)чуждые (посторонние) – верхние и нижние (относительно данного гор-та), тектонические, искусственно введенные в пласт.

Краевые или контурные – это воды, залегающие в пониженных частях нефтяных и газовых пластов. Краевые воды называются подошвенными, если верхняя часть пласта занята нефтью, а нижняя краевой водой.

К промежуточным относятся воды, находящиеся в водоносных пропластках, залегающих в самом нефтеносном или газоносном пласте.

Верхними называются воды, находящиеся выше данного эксплуатационного пласта, а нижними - воды всех пластов, залегающих ниже данного пласта.

Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным трещинам.

Продуктивные пласты содержат так же воду, оставшуюся в залежи со времени её образования. Она называется связанной или погребенной. Вода, удерживающаяся в залежи за счет поверхностного натяжения, обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна породы, занимает наиболее мелкие поровые пространства. Количество связанной воды зависит, главным образом, от коллекторских свойств пласта, а так же содержания нефти в ПАВ. Обычно в нефтяных и газовых залежах содержится 10-20% связанной воды. Связанная вода в пласте не движется несмотря на перепады давления, возникающие при эксплуатации, поэтому при эксплуатации такого пласта получают безводную нефть или газ. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа. Для этого введены коэффициенты:

- коэффициент водонасыщенности; составляет 10-20%, иногда 70%

- коэффициент нефтенасыщенности

- коэффициент газонасыщенности – это отношение объема пород, занятых газом, к объему всей породы.

Достоверные результаты определения количества связанной воды в породе можно получить при анализе керна, выбуренного на основе раствора с добавлением нефти. Чтобы избежать испарения воды при транспортировке, образцы керна обычно парафинируют. Пластовые воды обычно сильно минерализованы и степень их минерализации колеблется от нескольких сотен грамм на до 300кг нав концентрированных рассолах. Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солямиNa,K,Ca, Мg, и др. металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (Cl) и карбонаты () щелочных металловK,Na,Mg. Плотность пластовой воды колеблется в пределах от 1010 до 1200в зависимости от количества растворенных солей. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода и брома. Из газообразных веществ, в пластовых водах содержатся углеводородные газы (, а иногда и сероводородВода с минерализацией до 1относится к пресным; от 1 до 50- к соленым;- к рассолам.

Сжимаемость воды.

Коэффициент сжимаемости воды β=изменяется в пластовых условиях от (3,7.

Объемный коэффициент пластовой воды b=изменяется в узких пределах (0,99-1,06), что связано с незначительной растворимостью газов в воде и противоположным влиянием на «b» давления и температуры.

Вязкость пластовой воды меньше вязкости нефти, что необходимо учитывать при совместном движении нефти и воды в пористой среде залежи при её эксплуатации. Ввиду меньшей вязкости вода имеет большую подвижность, чем нефть, поэтому быстрее продвигается к забоям скважин. Вязкость воды снижается с повышением температуры. Так при пресная воды имеет вязкость 1сП, а при- всего 0,284сП. Повышение минерализации воды приводит к увеличению её вязкости и может достигать в пластовых условиях до 1,3сП.

studfile.net

Индикаторная диаграмма газовой скважины.

Нужна помощь в написании работы?

Исследование скважин позволяет определить: геометрические размеры залежи; фильтрационные параметры пласта и определить добывающие возможности скважины. Исследование скважин начинают с кратковременной её продувки для очистки её от твердых частиц, воды, конденсата. Затем закрывают и измеряют статическое давление и температуру на устье. Открывают и изменяя диаметр штуцера меняют дебит скважины от минимального до максимального. 6-8 точек, фиксируя Р и t при определенном Q. Затем исследуют при обратном ходе, уменьшая дебит (2-3 режима). По результатам исследований строят индикаторную диаграмму (кривая 1).

Дебит скважин приведенный к стандартным условиям:

Если индикаторная линия не прямолинейная, то дебит определяется через двучленную формулу притока:

Кривая 2 перестраивается в координатах (Qат; (Рк²-Рс²)/Qат) для получения показателей А и В. tgα=B – уклон прямой

Зная k определяем коэффициент гидропроводности *h/μ

Поделись с друзьями

students-library.com

Индикаторная линия скважины это график зависимости

Индикаторная диаграмма - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная диаграмма - скважина

Индикаторная линия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная линия

Исследование нефтяных скважин на стационарных режимах. Индикаторные диаграммы

К методике интерпретации индикаторных линий скважин, вскрывших несколько продуктивных горизонтов

Индикаторная диаграмма - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная диаграмма - скважина

Исследование скважин при установившихся режимах — КиберПедия

Индикаторная диаграмма.

Физические свойства нефти в пластовых условиях.

Индикаторная диаграмма газовой скважины.

Смотрите также