8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Исследования скважин на приток


Исследование скважин на приток - это... Что такое Исследование скважин на приток?


Исследование скважин на приток

► well inflow (influx) survey

Проводится с целью получения индикаторной кривой, осуществляется методом установившихся отборов путем изменения режима работы. Количество получаемой из скважины продукции каждый раз замеряется в трапе (газ) и в мернике (нефть, вода и эмульсия) с одновременным замером динамического уровня. Пластовое давление определяется по статическому уровню при остановке скважины, а в некоторых случаях при хорошо выдержанной индикаторной кривой путем экстраполяции этой кривой до нулевого дебита. Второй - метод прослеживания уровней (или давлений), т. е. при неустановившемся движении. Применяется на практике с целью определения проницаемости пласта и гидродинамического несовершенства скважин.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

  • Исследование скважин
  • Исследовательские скважины

Смотреть что такое "Исследование скважин на приток" в других словарях:

  • ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК — имеет целью нахождение для данной скважины в данный период ее работы уравнения продуктивности нефтяной скважины и построения индикаторной диаграммы, необходимых для установления оптимального дебита скважины и выяснения некоторых параметров пласта …   Геологическая энциклопедия

  • Исследование скважин — ► well survey Комплекс исследовательских работ, проводимых на скважинах с определенными целями. Исследования эксплуатационных скважин проводятся: ■ для изучения притока нефти (исследование скважин на приток) для изучения режима работы скважин при …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС)  совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… …   Википедия

  • Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха …   Википедия

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         самая крупная среди союзных республик CCCP по терр. и населению. Pасположена в вост. части Eвропы и в сев. части Aзии. Пл. 17,08 млн. км2. Hac. 145 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. B состав РСФСР входят 16 авт. республик, 5 авт …   Геологическая энциклопедия

  • ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Азербайджанская Советская Социалистическая Республика — (Азербайджан Совет Сосиалист Республикасы)         Азербайджан.          I. Общие сведения          Азербайджанская ССР образована 28 апреля 1920. С 12 марта 1922 по 5 декабря 1936 входила в состав Закавказской федерации (См. Закавказская… …   Большая советская энциклопедия

  • Вода — С древнейших времен стали понимать великое значение воды не только для людей и всяких животных и растительных организмов, но и для всей жизни Земли. Некоторые из первых греческих философов ставили воду даже во главе понимания вещей в природе, и… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Соединённые Штаты Америки — (США)         (United States of America, USA).          I. Общие сведения          США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США …   Большая советская энциклопедия

neft.academic.ru

исследование скважин на приток

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение

  1. Технико-технологический раздел
    1. исследование скважин на приток
    2. Виды индикаторных диаграмм
    3. Определение коэффициента продуктивности скважин
    4. Методы увеличения продуктивности скважин
  2. Расчетно-практический раздел

2.1Определение проницаемости призабойной зоны

2.2 Определение продуктивности скважин

Заключение

Список используемой литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

 

 

Пояснительная записка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. Коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии. Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

 

Виды продуктивности:

  1. Продуктивность по нефти

2.     Продуктивность по газу

Методы исследований скважин и пластов:

  1. Гидродинамические
  2. Дебитометрические
  3. Термодинамические
  4. Геофизические

Виды индикаторных диаграмм:

  1. Индикаторная линия прямая
  2. Индикаторная линия выпуклая
  3. Индикаторная линия вогнутая
  4. Индикаторная линия не из начала координат

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах.

 

 

 

 

1технико-технологичеий раздел

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1 Исследование скважин на приток

 

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

 

Определяют величину депрессии на пласт. Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.

 

Где  – Депрессия.

 - Пластовое давление.

 - Забойное давление.

Строят индикаторную диаграмму в координатах  (рис.1)

 

(рис. 1)

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

На индикаторной линии берут любую точку Р определяют её координаты   и находим коэффициент продуктивности скважины:

 

 

где К - Коэффициент продуктивности скважины.

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации  проводят для определения гидродинамических характеристик пласта

Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу). Кривые строятся в координатах  для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления:

 

Где  -  Давление на любой момент времени.

 - Давление на забой до остановки скважины.

 

(рис.2)

 

Исследование скважин - комплекс работ по:

  • установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
  • определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
  • отбору глубинных проб нефти
  • измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
  • контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.

 

Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

 

1.2 Виды индикаторных диаграмм

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

 

 

 

 

(рис. 3)

 

  1. Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
  2. Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
  3. Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
  4. Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

 

 

  1. Определение коэффициента продуктивности скважин

 

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

 

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

 

где η - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].

Q - Дебит скважины [м³/сут].

ΔP - Депрессия [МПа].

 

Pk - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].

Pc - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению:

 

 

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

 

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине.

Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

 

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

 

 

ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

где η0 - Потенциальная продуктивность [см3/сек/атм].

 

 - Коэффициент гидропроводности пласта (k - проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ - динамическая вязкость жидкости [сП]).
B - Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Rk - Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами).
rc — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:

 

где η - Фактическая продуктивность несовершенной скважины. S - Скин-фактор.

Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Существуют следующие методы исследований скважин и пластов:

  1. Гидродинамические
  2. Дебитометрические
  3. Термодинамические
  4. Геофизические

Гидродинамические исследования

 

ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Гидродинамические методы подразделяются на:

 

  • Исследование скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм).
  • Исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД).
  • Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

 

Сущность метода исследования на установившихся режимах

заключается в многократном изменении режима работы скважины и,

после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного

давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с

помощью уравнения:

 

Где Q - Дебит скважины.

К - Коэффициент продуктивности.

Рпл - Пластовое давления.

Рзаб - Забойное давления.

n - Коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия

вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД).

 

Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в

наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в

одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в

других соседних скважинах (возмущающих).

По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.

По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

 

  • Пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина.
  • Пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной.
  • Пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

 

Дебитометрические исследования

 

Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта.

Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока

жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

поглощения (расхода) – расходомерами.

 

По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбиной на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, не герметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

 

Термодинамические исследования

 

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли.

Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины.

С помощью данных исследований можно определить интервалы

поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные

результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты

 

подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

 

Геофизические исследования скважин

Геофизические исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м).

Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

 

 

 

  1. Методы увеличения продуктивности скважин

 

 

                    ПИК.РМ.29.00.000.ПЗ

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах.

 

И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвинуло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов.

Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.

Все мето

znakka4estva.ru

Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации.

Технология исследования.

Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления 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 (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита.

По завершению исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

Рис. 6.1. Характерные типы индикаторных диаграмм

Графические методы изображения результатов исследования.

По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый индикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит - по оси абсцисс. При этом индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс. На рис. 6.1 показаны возможные формы индикаторных диаграмм.

Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:

(6.1)

 

где - коэффициент продуктивности, в этом случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:

 

Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения.



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.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси или когда при переходе от одних режимов цикла к другим изменяется физическая проницаемость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть ее) оказывается криволинейной.

Диаграмма (линия 2) характерна для фильтрации в пласте газированной жидкости. Она прямолинейна в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения (Рзнас) и криволинейна при уменьшении забойного давления ниже давления насыщения (Рзаб< Рнас). Физическая проницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления. В подобных случаях индикаторная диаграмма имеет форму линии 3. При скоростях фильтрации жидкости, превышающих верхний предел, когда сохраняется линейный закон, индикаторные диаграммы имеют форму линии 4.

В этом случае уравнение притока описывается формулой:

Где n - показатель фильтрации, составляющий 0,5 - 1.

Для скважин с высоковязкой нефтью индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 5), а отсекает на оси АР отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами. По отрезку, отсекаемому на оси АР, находят начало сдвига пластовой нефти.

Обработка результатов исследования.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым на этой прямой.

(6.3)

Зная коэффициент продуктивности можно определить коэффициент гидропроводности:

(6.4)

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии параметры пласта, а по лабораторным данным вязкость , можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Значение радиуса контура питания принимают половину среднего расстояния до соседней скважины. Для одиночных скважин принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.



Определяется коэффициент подвижности нефти:

(6.5)

 

 

cyberpedia.su

Исследование нефтяных скважин на приток при установившихся режимах

Исследование скважин на приток проводится для оценки их продуктивности, для изучения свойств пласта и режима его работы.

Для исследования нефтяных и газовых скважин на приток повсеместно применяют метод установившихся отборов. Исследование этим методом заключается в изменении режима работы, т. е. в из­менении забойного давления и определении соответствующих уста­новившихся дебитов нефти, воды и газа, количества выносимого песка.

Бремя перераспределения давления по всему пласту после изме­нения режима работы скважин зависит от размеров пласта, расстоя­ния до контура области питания, степени снижения пластового давления, проницаемости пород, вязкости нефти, наличия или от­сутствия свободного газа в пласте.

Известно, что при работе скважины зона наибольшего снижения давления вокруг нее сравнительно невелика. Поэтому в этой зоне давление после изменения режима работы устанавливается практи­чески довольно быстро. Строго говоря, абсолютно установившихся притоков в условиях промысла не бывает, так как при эксплуатации залежи в пласте происходят непрерывные перераспределения жид­костей -и пластового давления. Для различных пластовых условий практически установившийся процесс притока наступает через разные промежутки времени, которые определяют в процессе ис­следования по дебиту скважины и забойному давлению. Это время может колебаться от нескольких часов до нескольких суток и недель.

Доказано, что все скважины данной залежи взаимодействуют друг с другом, если залежь не разбита на отдельные изолированные блоки. Особенно большое влияние на работу данной скважины оказывают ближайшие от нее скважины. По этой причине при ис­следовании притока не следует допускать изменения режима работы ближайших скважин как во время исследования, так и за несколько часов (а если возможно, то и в течение нескольких суток) до иссле­дования.

В последнее время значительные успехи достигнуты в области изучения неустановившихся процессов в пласте, связанных с про­явлением упругих свойств пород и жидкостей. В связи с этим и в про­мысловой практике все шире применяются методы исследования скважин и пластов, основанные на изучении неустановившихся процессов перераспределения давления после пуска и остановки скважины. Методы исследования скважин при неустановившемся режиме заключаются в непрерывном измерении забойных давлений (или уровней), изменяющихся со времени пуска' или остановки скважины до достижения практически установившегося ре­жима работы ее или до практически полного восстановления давле­ния.

Скорость восстановления давления (уровня) зависит от физиче­ских параметров пластовых жидкостей и пород пласта (проницае­мости и пористости пород, мощности пласта, вязкости жидкостей и т. д.). Это дает возможность, используя кривые восстановления давления, на основе теории упругого режима определить параметры пласта и жидкости.

Перечисленные методы исследования применяются для скважин всех категорий, независимо от способа их эксплуатации. В зависи­мости от способа эксплуатации изменяется лишь техника исследова­ния. Рассмотрим общие для скважин всех видов теоретические основы исследования и принципы обработки результатов.

Обработка результатов исследования скважин на установившихся режимах

 

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3 - 4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление восстановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления:

Для газовых скважин индикаторную диаграмму, изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Р2пл – Р2заб). Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины от перепада между забойным и пластовым давлениями (Рзаб - Рпл). 

 

 

Индикаторная диаграмма Q=f(∆P) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К:

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:

(где: k – проницаемость, h – толщина пласта, μ – вязкость жидкости, RK, rс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.)

Если принять Rk равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта

При rс = rсд несовершенство скважины учитывается в ε. Если μ известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими или дебитометрическими методами, то найдем проницаемость:                  

                        

В общем случае уравнение притока можно записать в виде степенной зависимости:

где: n - показатель степени (для выпуклых к оси Q линий 1 > n≥ 0,5, для вогнутых  n>1, для прямых  n= 1). Неизвестными могут являться К, n и Pпл, которые вычисляем из системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению, для любых 3-х точек индикаторной линии:

 

При этом принимаем K = const, n = const, Pпл = const. Если Рпл известно, то для интервалов изменения Δр можно установить К(Δр). Фильтрацию можно описать также двучленной формулой:

 

Для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраиваем в прямую в координатах Δp/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно, как отрезок на оси ординат и угловой коэффициент прямой, причем A=1/K.

 

studopedia.net

Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации

Технология исследования.

Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления 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 (рядом последовательных измерений Q) и составляет от несколь­ких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при усло­вии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установивший­ся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отби­рают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изме­нение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита. По завершению исследований сква­жину останавливают для измерения пластового давления.

Графические методы изображения результатов исследования.

По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый ин­дикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения забойных давлений отклады­вать по оси ординат а дебит по оси абсцисс. При этом индикаторные диаграммы добывающих скважин располага­ются ниже оси абсцисс. На рис. 6.1 показаны возможные формы индикаторных диаграмм.

Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:

0=К-АР (6.1)

где К - коэффициент продуктивности, в этом случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:




Рис. 6.1. Характерные типы индикаторных диаграмм.

Искривление индикаторной линии в сторону оси давле­ния означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения.

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

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

Если процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиня­ется закону Дарси или когда при переходе от одних режимов цикла к другим изменяется физическая проницае­мость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть ее) оказывается криволинейной.

Диаграмма (линия 2) характерна для фильтрации в пласте газированной жидкости. Она прямолинейна в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения (Рз^нас) и криволинейна при уменьшении забойного давления ниже давления насыщения (Рзаб*^ Рнас). Физическая проницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления. В подобных случаях индикаторная диаграмма имеет форму линии 3. При скоро­стях фильтрации жидкости, превышающих верхний предел, когда сохраняется линейный закон, индикаторные диаграммы имеют форму линии 4.

В этом случае уравнение притока описывается формулой:

Q = К • ДР" (6.2)

Где п - показатель фильтрации, составляющий 0,5 - 1.

Для скважин с высоковязкими нефтями индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 5), а отсекает на оси АР отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновски­ми свойствами. По отрезку, отсекаемому на оси АР, находят начало сдвига пластовой нефти.

Обработка результатов исследования.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым на этой прямой.

(6.3)

Зная коэффициент продуктивности можно определить коэффициент гидропроводности:


(6.4)

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии параметры пласта, а по ла­бораторным данным вязкость ц, можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Значение радиуса контура питания Кк принимают половину среднего расстояния до соседней скважины. Для одиночных скважин К„ принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.

Определяется коэффициент подвижности нефти:

х = k.e (6.5)

megaobuchalka.ru

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК - это... Что такое ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК?


ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК
— имеет целью нахождение для данной скважины в данный период ее работы уравнения продуктивности нефтяной скважины и построения индикаторной диаграммы, необходимых для установления оптимального дебита скважины и выяснения некоторых параметров пласта. Для И. с. н. п. необходимо несколько раз менять режим работы и давать опенки по методу установившихся отборов, а не по методу прослеживания уровней (или давлений).

Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978.

  • ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТОВ
  • ИССЛЕДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ ПРИ БУРЕНИИ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Смотреть что такое "ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК" в других словарях:

  • Исследование скважин на приток — ► well inflow (influx) survey Проводится с целью получения индикаторной кривой, осуществляется методом установившихся отборов путем изменения режима работы. Количество получаемой из скважины продукции каждый раз замеряется в трапе (газ) и в… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Исследование скважин — ► well survey Комплекс исследовательских работ, проводимых на скважинах с определенными целями. Исследования эксплуатационных скважин проводятся: ■ для изучения притока нефти (исследование скважин на приток) для изучения режима работы скважин при …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС)  совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… …   Википедия

  • Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха …   Википедия

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         самая крупная среди союзных республик CCCP по терр. и населению. Pасположена в вост. части Eвропы и в сев. части Aзии. Пл. 17,08 млн. км2. Hac. 145 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. B состав РСФСР входят 16 авт. республик, 5 авт …   Геологическая энциклопедия

  • ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Азербайджанская Советская Социалистическая Республика — (Азербайджан Совет Сосиалист Республикасы)         Азербайджан.          I. Общие сведения          Азербайджанская ССР образована 28 апреля 1920. С 12 марта 1922 по 5 декабря 1936 входила в состав Закавказской федерации (См. Закавказская… …   Большая советская энциклопедия

  • Вода — С древнейших времен стали понимать великое значение воды не только для людей и всяких животных и растительных организмов, но и для всей жизни Земли. Некоторые из первых греческих философов ставили воду даже во главе понимания вещей в природе, и… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Соединённые Штаты Америки — (США)         (United States of America, USA).          I. Общие сведения          США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США …   Большая советская энциклопедия

dic.academic.ru

Определение проницаемости пластов по данным исследования скважин на приток: Лабораторная работа № 7

Для пробивки отверстий в обсадных колоннах и цементном кольце применяют в основном пулевую и беспулевую перфорацию. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле.

В камеру перфоратора закладывают заряд пороха и запал, представляющий собой мостик накаливания. При подаче тока по кабелю с поверхности мостик накаливается, порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. Эффективность перфорации пулевым перфоратором часто бывает недостаточна в связи с быстрой потерей энергии пулями при ударе о трубы.

В настоящее время на промыслах распространен метод беспулевой перфорации.

В основу беспулевых перфораторов заложен принцип осевой кумуляции. Отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.

С появлением беспулевых перфораторов стало возможно создавать отверстия в колонне без повреждения ее цементного кольца. Это имеет большое значение при перфорации колонн в маломощных продуктивных пластах, близ которых залегают обводненные или газовые пласты. Беспулевая перфорация обеспечивает надежное вскрытие пласта и улучшение проницаемости за счет образования более глубоких каналов, чем при пулевой перфорации.

Учет несовершенства скважин.

Несовершенством скважин обусловлено появление дополнительных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне и у стенок скважины в результате отклонения потока жидкости от плоско-параллельного, а также в результате сгущения линий токов у перфорационных отверстий, вызывающих местное повышение скоростей движения жидкости. На этом основании уравнение движения жидкости в несовершенную скважину формально можно написать:

(7.1)

где С = С12 – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру и по степени вскрытия.

Величина коэффициента С зависит от числа перфорационных отверстий, их диаметра, характера размещения отверстий на поверхности обсадной колонны, от глубины пулевых каналов в породе и глубины вскрытия пласта.

Отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины называют коэффициентом совершенства:

(7.2)

Отсюда

(7.3)

Аналитическое решение задачи притока жидкости в несовершенной скважине приводит к сложным уравнениям, практическое использование которых весьма затруднительно. Поэтому В.И. Щуров определил величину С для различных видов несовершенства скважин экспериментально при помощи электролитических моделей и построил графики зависимости величины С1 от числа и диаметра отверстий, диаметра скважины, глубины отверстий и степени вскрытия пласта. На рис. 71 приведен один из графиков В.И. Щурова, по которому можно найти величину С1.

На оси абсцисс отложен безмерный параметр nD, где n - число перфораций на 1 пог.м. фильтра, D - диаметр скважины в метрах (по долоту). Имеющиеся на графике кривые соответствуют различной величине параметра , гдеd - диаметр отверстий.

График на рис. 72. действителен для , где- глубина проникновения пули в породу.

Такие же графики построены и для других величин . Глубину проникновения пуль в породу можно оценить экспериментально.

Для определения величины коэффициента С2, учитывающего несовершенство скважины по степени вскрытия, В.И. Щуровым построена другая серия графиков (рис. 72).

Дополнительное сопротивление притоку жидкости в скважине, несовершенной по степени вскрытия, зависит от отношения

Вскрытой (перфорированной) мощности пласта Н к общей его эффективной мощности h и от отношения

Общей вскрытой мощности пласта h0 к диаметру скважины D.

По параметрам  и  на графике рис.72 находится величина С2.

Учет совершенства скважины равнозначен замене несовершенной скважины эквивалентной ей совершенной скважиной, радиус которой значительно меньше. Радиус такой условной совершенной скважины называют приведенным радиусом rпр. С учетом его уравнение притока жидкости в скважину будет иметь вид:

(7.4)

Сравнивая уравнения (1) и (4) получим:

=(7.5)

Откуда

(7.6)

или

(7.7)

Из соотношения (7) по величине С можно найти приведенный радиус совершенной скважины, эквивалентной скважине перфорированной или вообще несовершенной. Для удобства расчетов на рис 73 приведен соответствующий пересчетный график В.И. Щурова.

Пользуясь этим графиком, предварительно определяем по величине С, взятой по горизонтальной оси, значение параметра

Тогда приведенный радиус легко находится из соотношения:

Задача.

Пласт мощностью h0= 16 м перфорирован в пределах 10 м. Половина расстояния до соседней скважины R = 250 м. Диаметр скважины по долоту 30 см. Число отверстий в колонне N =120. Диаметр отверстия d = 12 мм. Глубина вхождения пули в пласт равна l/=15 см. Дебит скважины Q = 42 т/сутки при депрессии р=12 бар (приток происходит по линейному закону). Вязкость нефти =5мПас/м2, объемный коэффициент нефти bн =1,2. Плотность дегазированной нефти =800 кг/м3.

Определить коэффициент проницаемости пород пласта.

  1. Определяем коэффициент . Для этого воспользуемся графиками Щурова.

Число отверстий на 1 м трубы.

- число перфораций на 1 пог. метр фильтра.

n D = 7,5 0,3 -2,25 – безмерный параметр (отложен на оси абсцисс)

- графики для = 0,5

D –диаметр скважины по долоту.

По кривой на рис. 71 для =0,04 и D =2,25 находим С1 =1,95.

Для определения коэффициента С2 найдем параметр :

По кривой на рис. 72  =62,5% и для  =53,3 найдем С2 ≈ 1,7

Тогда С=С12 = 1,95+1,7 =3,65

С – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины.

R – радиус контура питания

rc - радиус скважины

 = 0,67

Для подсчета проницаемости выразим в системе СИ:

м3/сек -[0,00061]

где 86400 – число секунд в 1 сутках.

Р =12 бар = 12 105 н/м2 бар – внесистемная единица 1 бар =105 н/м

=5 мН сек/м2 =0,005 н сек/м2.

тогда, чтобы найти проницаемость, уравнение притока с учетом коэффициента несовершенства  можно переписать в виде:

(7.8)

где Qн – дебит скважины, измеренный на поверхности, в м3/сек;

k – проницаемость;

h – эффективная мощность пласта, в м;

pп и pз – пластовое и забойное давления, в н/м2;

b - объемный коэффициент нефти в н сек/м2;

R и rс – радиус контура питания и радиус скважины в м;

R – можно принять приближенно равным среднему значению половины расстояния до соседних скважин.

Pп – характеризует динамическое пластовое давление между скважинами. Его определяют путем измерения забойного давления в закрытой скважине, когда давление восстановилось.

Подставим коэффициент совершенства скважины  в уравнение (7.8) и определим k:

где - коэффициент продуктивности.

  1. В.М. Муравьев, Н.Г. Середа Основы нефтяного и газового дела. Учебное пособие / Изд-во Недра. - М.: 1967 – 279с.

  2. В.М. Муравьев Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1975. - 380 с.

  3. А.И. Ширковский Разработка и эксплуатация нефтяных и газоконденсатных месторождений М. Недра 1987. – 308с

25

studfile.net

Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации

 

Технология исследования.

Цель исследования заклю­чается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.

Технология исследования состоит в непосредствен­ном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления Р3 последовательно на не­скольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы.

Время стабилизации режи­ма работы зависит от фильтрационной характеристики пла­ста, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких ча­сов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по по­стоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме.

Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одно­временно определяют газовый фактор и отбирают на вы­кидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима ра­боты скважины в сторону постепенного возрастания дебита. По завершению исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

Графические методы изображения результатов исследования.

По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый индикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения забойных давлений отклады­вать по оси ординат, а дебит - по оси абсцисс.

При этом ин­дикаторные диаграммы добывающих скважин располагают­ся ниже оси абсцисс. На рис. 6.1. показаны возможные формы индикаторных диаграмм.

Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся за­кону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:

 

(6.1)

 

где К - коэф-т продуктивности, в данном случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий.

 

Из формулы притока определим коэф-т К по формуле 6.2:

 

(6.2)

 

 

Рисунок 6.1 – Характерные типы индикаторных диаграмм

 

Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Образованием вокруг скважины области с двухфаз­ной фильтрацией при забойном давлении ниже дав­ления насыщения.



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.

 

Если процесс фильтрации жидкости в пласте не под­чиняется закону Дарси или когда при переходе от одних ре­жимов цикла к другим изменяется физическая проницае­мость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть ее) оказывается криволинейной.

Диаграмма (линия 2) характерна для фильтрации в пласте газированной жидкости. Она прямолинейна в диапа­зоне забойных давлений выше давления насыщения Рз > Рнас) и криволинейна при уменьшении забойного давле­ния ниже давления насыщения (РЗАБ < Рнас).

Физическая про­ницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления. В подобных случаях индикаторная диаграмма имеет форму линии 3.

При скоростях фильтрации жидкости, превышающих верхний предел, когда сохраняется линейный закон, индикаторные диаграммы имеют форму линии 4.

В этом случае уравнение притока описывается формулой 6.3:

 

(6.3)

 

где n - показатель фильтрации, 0,5-1.

 

Для скважин с высоковязкими нефтями индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 5), а от­секает на оси ΔР отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойст­вами. По отрезку, отсекаемому на оси ΔР, находят начало сдвига пластовой нефти.

Обработка результатов исследования.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам, взятым на этой прямой.

 

(6.4)

 

Зная к-нт продуктивности, можно определить к-нт гидропроводности по формуле 6.5:



 

(6.5)

Для одиночных скважин радиус контура питания 250-400 м

 

cyberpedia.su


Смотрите также