Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации - файл 1.doc

Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации
скачать (93 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc

93kb.

19.11.2011 12:14

скачать

содержание

---

Смотрите также:
• Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин [ документ ]
• разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [ документ ]
• Подземная гидромеханика [ лабораторная работа ]
• Исследование алгоритмов фильтрации и управления [ документ ]
• Исследование фонтанных скважин очень важная часть промыслового исследования скважин. Исследование фонтанных скважин весьма ответственный, многоплановый, непростой п [ документ ]
• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений [ документ ]
• Шпаргалки - Скважинная добыча нефти [ документ ]
• Исследование рабочих параметров промышленно-отопительной котельной на характерных режимах Выполнил студент группы: б1-тпэнз-51 Ермилов С. С [ документ ]
• Скважинная добыча нефти [ документ ]
• №2 «Исследование статических и астатических систем автоматического управления» Студенты группы №368-1 [ документ ]
• Лекарственное обеспечение стационарных больных [ документ ]
• Содержание [ документ ]

1.doc

Министерство образования и науки, молодежи и спорта Украины

НТУ "ХПИ"

Кафедра Добычи нефти и газа

Реферат на тему

“Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации”

Выполнил:

Студент группы 0-67а

В.С.

Проверил:

Соболь В.В.

Харьков 2011
План

1. 
   Задачи, виды и методы исследования……………………….2ст.
   
2. 
   Графические методы изображения результатов исследования скважин……………………………… ………………………..3ст.
   
3. 
   Обработка результатов исследования скважин на приток....6ст.
   
4. 
   Список литературы………………………………………….11ст.
   

^ Задачи, виды и методы исследования

Основная задача исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проек­тирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс­плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» ме­сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и экс­плуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии раз­ведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их за­ключается в получении исходных данных, необходимых для под­счета запасов и проектирования разработки. Текущие исследо­вания осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, при­нятия решений о регулировании процесса разработки, проекти­рования и оптимизации технологических режимов работы сква­жин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внед­рение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К пер­вым относят непосредственные измерения давления, темпера­туры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается не­посредственному измерению. Эти параметры определяют кос­венно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными парамет­рами. Косвенные методы исследования по физическому явле­нию, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофизические, гидродинамические и др.[1.174ст]


^ Графические методы изображения результатов исследования скважин

Исследование скважины на приток заключается в измерении дебита нефти, воды, газа, количества выносимого песка и соответ­ствующего забойного давления при различных режимах работы.

Выбор метода изменения режима работы обусловлен способом эксплуатации скважины.

По данным исследования строят графики зависимости дебита от де­прессии или перепада между пласто­вым и забойным давлениями (рис. 77). Эти графики называются индикатор­ными. По оси абсцисс принято от­кладывать дебит скважины Q, по оси ординат — соответствующую депрес­сию Δр = Рпл - Рзаб или пониже­ние уровня S. Величину депрес­сии Δр определяют как разность между динамическим пластовым да­влением и давлением на забое сква­жины. Динамическое пластовое да­вление определяют путем измерения забойного давления в остановлен­ной скважине, когда оно практически перестает изменяться во времени. Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами.

По форме индикаторные линии могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов. Форма индикаторной кривой определяется режимом дренирования пласта, режимом фильтрации, цриродой движущихся жидкостей (газа), неустановившимися про­цессами в пласте, величиной сопротивления, возникающего при движении жидкости из пласта в скважину и в стволе ее.



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. При этом приток нефти к забою скважины выражается уравнением (48).

При напорных режимах индикаторная линия, вначале прямая, может с увеличением депрессии переходить в кривую, выпуклую относительно оси дебитов (см. рис. 77, кривые 1, 4). Искривление индикаторной линии происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне. Вблизи фильтрационных отверстий скорость фильтрации становится настолько большой, что числа Рейнольса превосходят критические. Если режим дрени­рования залежи отличен от водонапорного (режим растворенного газа, гравитационный), индикаторная линия всегда будет в той или иной степени кривой, выпуклой по отношению к оси дебитов (см. рис. 77, кривая 2).

Действительно, если в пласте движется, например, газированная жидкость, то уравнение установившегося притока жидкости к со­вершенной скважине будет иметь вид.



где Qж — дебит скважины, м3/сек; k — проницаемость пласта, м² h — мощность пласта, м; Нпл и Нзаб — значения некоторой функ­ции акад. С. А. Христиаповича, зависящей от пластового и забойного давлений и фазовой проницаемости для жидкости (при газонасыщен­ности породы больше 10%), н/м²; μ - вязкость жидкости в пласто­вых условиях, н*сек/ м² R и r_с — соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

Величина функции Н находится в нелинейной зависимости от давления, причем с повышением Δр величина Н растет медленнее, чем перепад давлений. Следовательно, притоку газированной жид­кости соответствует индикаторная линия в координатах Qж — Δр, выпуклая по отношению к оси дебитов.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (см. рис. 77, кривая 3), может быть получена в результате измерений неустановившихся забойных давлений (или уровней) и дебитов сква­жины. Доказано, что такие индикаторные кривые являются резуль­татом неустановившихся процессов в пласте. Вогнутые по отношению к оси дебитов индикаторные линии чаще всего являются результатом измерения дебитов и забойных давлений, когда перераспределение их 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.

Для газовой скважины приток газа к ее забою описывается урав­нением (49). В нем дебит скважины пропорционален разности квад­ратов давлений, если фильтрация газа следует линейному закону Дарси. Поэтому для газовых скважин индикаторные линии строят

в координатах Q — Δр². Эти линии по форме аналогичны индикатор­ным линиям для нефтяных скважин. Однако чаще всего они выпуклы относительно оси дебитов. Индикаторные линий, вогнутые относи­тельно оси дебитов, также свидетельствуют о дефектности испытаний. Они являются, как правило, результатом недостаточности времени, отведенного на установление режима работы скважины, либо след­ствием неточности измерения или появления воды в забое. Причиной подобного явления, особенно в газовых скважинах, может явиться очистка призабойной зоны.

^ Обработка результатов исследования скважин на приток.

Обработка результатов исследования скважины заключается в построении индикаторной линии Q = ƒ (Δр) для нефтяных скважин

или Q = ƒ (Δр²) для газовых скважин по данным наблюденных де­битов и соответствующих забойных давлений и в нахождении урав­нения этой линии.

Для индикаторных линий, изображенных на рис. 77, может быть найдено одно общее уравнение в виде

(1)

где Q — дебит скважины; Рпл - Рзаб соответственно пластовое и забойное давления; К и n — коэффициенты, причем n=1 для прямой линии (см. рис. 77); n˂1 для линий 2, 4; n > 1 для линий типа 3.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение(1) принимает вид

(2)
Коэффициент К называют коэффициентом продуктивности сква­жины. Если дебит измерять в т/сутки, а перепад давлений — в бар, то получим
(3)

т. е. коэффициент продуктивности численно равен приросту суточ­ного дебита скважины (в т) на 1 бар перепада давлений.

При соблюдении линейного закона фильтрации коэффициент продуктивности — величина постоянная для всей области, в которой сохраняется закон Дарси. При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности — величина переменная, зависящая от депрессии.

Разность давлений Pпл - Рзаб в уравнениях притока иногда за­меняют разностью расстояний от устья до соответствующих стати­ческого и динамического уровней:
(4)

В этом случае коэффициент К', численно равный суточному при­току жидкости (в т) на 1 м понижения уровня в скважине, назы­вают удельным дебитом.

Для удобства сравнения скважин но продуктивности используют также удельный коэффициент продуктивности:

(5)

где h — мощность пласта, м.

Этот коэффициент показывает, сколько тонн нефти (жидкости) в сутки дает скважина на каждый метр мощности пласта при сниже­нии давления на забой на 1 бар.

Максимально возможную производительность скважины при Рзаб = о называют потенциальным дебитом:

(6)

Так как пластовое давление но мере эксплуатации залежи из­меняется, величина Q_пот скважин также непрерывно изменяется.

Отбор жидкости из скважин, практически равный потенциальному дебиту, возможен только при условии, что в скважине есть зумпф; противодавление на пласт при этом можно поддерживать равным атмосферному и даже ниже его.

Установлено, что параболические формулы для уравнения при­тока тина Q = К (Δр)ⁿ или Q = К (Δр²)ⁿ не совсем точно характе­ризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильнее пользоваться двучленной формулой для гра­диента давления:

(7)

где Δр — падение давления на участке длиной Δх; μ — вязкость нефти; k— проницаемость породы; v — скорость фильтрации; b — коэффициент, зависящий от геометрии норового пространства и плот­ности фильтрующейся среды.

Уравнение(7)имеет следующий смысл. При движении жидко­стей и газов перепад давлений на каком-либо участке затрачивается на преодоление сил трения и сил инерции жидкости и газа. Послед­ние возникают вследствие извилистости норовых каналов. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости и, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции. При малых скоростях фильтрации силы инерции малы, и потери давления практически определяются только силами трения, т. е. в уравнении(7) сновную роль играет первый член — движение происходит при линейном законе сопротивления. Отсюда следует, что нелиней­ность индикаторной кривой можно объяснить значительным увели­чением второго члена уравнения(7) , что соответствует большим скоростям фильтрации.

Скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, и тогда двучленному закону фильтрации(7) соответствуют следующие урав­нения индикатоцной линии:

(8,9)

где А, В, А₁,и B₁ — коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины; Q — дебит нефти; Qат— объемный расход газа, отнесенный к атмосферному да­влению.

Величины А, А₁и В, В₁ ж при обработке индикаторной линии по двучленным фор­мулам(8)и(9) могут быть определены по способу проф. Е. М. Минского. Уравне­ния притока(8)и(9) записывают в виде:

(10)

Опытные точки, полученные в результате исследования, наносят на график в координатах Q — Δp/Q или Qат — Δр²/Qaт (Рис. 78). При этом, согласно уравнениям(10) , должны получиться прямые линии, и отрезки, отсекаемые ими на оси ординат, будут соответство­вать величинам A или A₁ тангенсы углов наклона этих линий бу­дут равны коэффициентам В или B₁ .



Опыт исследования скважин, эксплуатирующих залежи, приуро­ченные к трещиноватым коллекторам, показывает, что и в этом слу­чае между депрессией пластового давления и дебитом скважины наблюдается нелинейная зависимость (индикаторные диаграммы выпуклы но отношению к оси дебитов). В трещиноватых коллекто­рах в отличие от зернистых кроме инерционных сил важной причиной искривления индикаторных линий является деформация кол­лектора и жидкости, изменение раскрытости трещин и, как следствие этого, уменьшение проницаемости пласта при увеличении депрессии. В этом случае оказывается, что нелинейный закон фильтрации, записанный в виде (8), не отражает влияния деформации трещин, которая может быть весьма существенной при изменении давления. Поэтому уравнением (7) описываются лишь индикаторные линии для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор, который слабо деформируется при изменении пластового давления, что встре­чается очень редко.

Значительно лучше индикаторные линии для скважин, эксплуа­тирующих трещиноватый коллектор, описываются уравнением вида

(11)

где а — коэффициент, учитывающий деформацию коллектора и жид­кости при изменении давления; b и с — коэффициенты, учитывающие фильтрационные свойства пласта и геометрию коллектора и сква­жины.

При n - 1 уравнение (11) сводится к известному соотношению (7), которое не учитывает деформации коллектора и жидкости (а = 0). При суммировании до n = 2 получается формула Л. Г. На­казной

(12)

в которой влияние деформаций коллектора й жидкости приближенно учитывается соотношением a/2 * Δр².

Если при фильтрации инерционные силы малы, то, пренебрегая вторым слагаемым в правой части уравнения (9) и суммируя до n - 2, получим уравнение А. Бана (индикаторная линия для сква­жин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор при линейном законе фильтрации).

Согласно результатам исследований Н. П. Лебединца, Н. М. Дон­цова и В. Т. Боярчука, физический процесс, происходящий в трещиноватом коллекторе, правильнее всего описывается уравнением для закона фильтрации, имеющим вид

(13)

При обработке индикаторных диаграмм с помощью уравнений (11) — (13) коэффициенты а, b и с находят по фактическим индика­торным кривым методом избранных точек. При этом на индикатор­ной диаграмме выбирают три равномерно расположенные точки. Подставляя известные значения Δр и Q, соответствующие выбранным точкам, например, в формулу (11), составляют систему из трех уравнений, решение которых дает значения а, b и с.[2.146-151].
Список литературы:

1. 
   Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений., изд-во «Недра», 1990.-427ст.
   
2. 
   Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений., изд-во «Недра», 1970. -448 стр..
   

---

Скачать файл (93 kb.)

Поиск по сайту:  

---