- •5 Практические задачи
- •5.1 Практическая задача № 1.
- •5.1.1 Типовые задачи
- •5.1.1.1 Определение давления насыщения нефти газом
- •5.1.1.2 Определение объемного коэффициента нефти (Вп)
- •5.1.1.3 Определение плотности нефти в пластовых условиях
- •5.1.1.4 Определение усадки нефти (bн) в пластовых условиях
- •5.1.1.5 Определение вязкости нефти в пластовых условиях (μн)
- •5.2 Практическая задача № 2.
- •5.3 Практическая задача № 3.
- •5.3.1 Определение плотности сухого газа
- •5.3.2 Определение относительной плотности газа по воздуху
- •5.3.3 Определение критических и приведенных параметров газа
- •5.3.4 Пример расчета плотности сухого газа при нормальных
- •5.4 Практическая задача № 4.
- •5.4.1 Определение коэффициента сверхсжимаемости природного
- •5.4.2 Определение коэффициента сверхсжимаемости природного
- •5.4.3 Определение вязкости природного газа при атмосферном
- •5.4.4 Определение вязкости природного газа
- •В зависимости от относительной плотности газа ρо.Г
- •От приведенного давления ркр при различных приведенных Ткр
- •5.4.5 Пример расчета коэффициента сверхсжимаемости
- •5.5 Практическая работа № 5.
- •5.5.1 Определение плотности сухого газа при заданных давлении
- •5.5.2 Определение влажности природного газа
- •На содержание солей cs и относительную плотность сg (а) при содержании неуглеводородных компонентов не более 10 %
- •5.5.3 Определение плотности влажного газа при заданных
- •5.5.4 Определение плотности газа в газоконденсатных скважинах
- •5.6 Практическая задача № 6.
- •5.6.1 Порядок расчета параметров пласта по квд,
- •5.6.2 Пример расчета параметров пласта по квд,
- •Отработки скважины
- •5.6.3 Порядок расчета параметров пласта по квд,
- •5.6.4 Пример расчета параметров пласта по квд,
- •Отработки скважины
- •5.7 Практическая задача № 7.
- •5.8 Практическая задача № 8.
- •1. Общие сведения
- •2. Порядок проектирования операций грп
- •Трещины l/rк (rк – контур питания)
- •Приложения
- •Приставки для образования кратных и дольных и дольных единиц
- •Фундаментальные химические постоянные
- •Соотношения между единицами давления
- •Соотношения между единицами мощности
- •Коэффициенты теплопроводности, теплопередачи и теплоотдачи
- •Соотношение между единицами работы (энергии)
- •Соотношение между единицами динамической вязкости µ
- •Соотношение между единицами кинематической вязкости n
- •Соотношения между единицами силы
- •Давление насыщенного водяного пара
- •Переводные множители
- •Физико-химические свойства неуглеводородных газов
- •Приложение № 6 давления насыщеных паров Давление насыщенного пара легких углеводородов, аm
- •Приложение № 7 упругости паров углеводородов
5.6 Практическая задача № 6.
Обработка результатов гидродинамических
исследований скважин при неустановившемся
режиме фильтрации методом восстановления давления
Цель работы:
Построить и обработать кривую восстановления давления. По полученной КВД определить:
1) фильтрационные параметры пласта:
– гидропроводность пласта;
– проницаемость пласта;
2) оценить состояние призабойной зоны скважины – скин-эффект;
3) продуктивность скважины.
Общие сведения
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации предполагает изучение зависимости изменения забойного давления от времени при переход от одного стационарного состояния к другому. Полученная в результате зависимость между изменением давления на забое скважины от времени называется кривой восстановления (падения) давления (КВД).
Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по полученной и обработанной КВД.
В нефтепромысловой практике при обработке КВД применяется упрощенное решение основного дифференцального уравнения упругого режима для точечного источника-стока в бесконечном пласте. Решение этого уравнения представляет собой прямолинейную зависимость между изменением давления и логарифмом времени. При этом неоднородность призабойной зоны учитывается при помощи показателя скин-эффекта или приведенного радиуса скважины.
В данной работе рассмотрим два основных случая обработки КВД:
1. когда кривые восстановления давления записываются после отработки скважины в течение длительного времени Т, которое намного продолжительнее времени восстановления давления t (T>>t). Определение параметров пласта в этом случае получают методом проведения касательной к последним точкам КВД, перестроенной в полулогарифмических координатах.
2. Кривые восстановления давления с обработкой по методу Хорнера. В рассматриваемых кривых время притока в скважину Т сопоставимо со временем записи КВД t (T≈t).
5.6.1 Порядок расчета параметров пласта по квд,
записанной после продолжительной отработки скважины
Исходным уравнением для расчета параметров пласта по КВД, записанной после продолжительной отработки скважины, является:
, (5.32)
где Рс – забойное давление, атм; q – дебит скважины, м3/сут; h – толщина пласта, м; rс – радиус скважины, м; k – проницаемость пласта, Д; χ – пьезопроводность, см2/с; μ – вязкость жидкости, сП; t – время записи КВД.
Предыдущее уравнение запишем в виде:
. (5.33)
Введем обозначения:
, (5.34)
. (5.35)
Тогда выражение для ΔР(t) представится в виде:
. (5.36)
Это уравнение прямой линии. Коэффициент i является угловым коэффициентом КВД в координатах ΔР(t)-lgt (полулогарифмические координаты) и определяется как:
. (5.37)
Коэффициент В является отрезком, отсекаемым на оси ΔР(t), и определяется в точке lgt = 0.
Уравнение (5.37) предполагает линейный характер (при построении графика КВД в полулогарифмических координатах) роста давления после остановки скважины. Однако при реальных исследованиях скважин практически не встречается КВД, которые на всем протяжени на рабочем графике имели бы прямолинейную форму. Начальный участок КВД в координатах ΔР(t)-lgt, как правило, отклонен в сторону оси абсцисс (рисунок 5.8).
Рисунок 5.8 – Рабочий график кривой восстановления давления
Искажение КВД на начальном этапе восстановления давления вызвано продолжающимся поступлением жидкости в скважину после ее остановки. На искривление начального участка КВД влияет также скин-эффект.
Графическое представление процесса исследования скважины в полулогарифмических координатах позволяет выделить конечный прямолинейный участок КВД (участок АБ). Эта часть КВД соответствует закону фильтрации в удаленной части пласта, описываемому исходным уравнением 5.32. Поэтому коэффициенты В и i уравнения прямой, проведенной через последние точки КВД, прямо определяются непосредственно из графика по точке пересечения этой прямой с осью давления и по тангенсу угла наклона прямой к оси абсцисс.
Гидропроводность пласта в соответствии с формулами (5.32 ÷ 5.35) определяется как:
. (5.38)
Проницаемость:
. (5.39)
Пьезопроводность:
, (5.40)
где βсм и βс – сжимаемости смеси и скелета пласта, МПа-1; m – пористость.
Скин-эффект равен:
. (5.41)
где Рс (3600) – забойное давление, замеренное при времени t =1 ч.
Коэффициент продуктивности:
• фактический
; (5.42)
• потенциальный
. (5.43)