20
1.Исследование нефтяной скважины методом восстановления давления
2.Контороль за добычей нефти, газа, конденсата, попутной воды
3.Типы водонапорных систем
1.Исследование нефтяной скважины методом восстановления давления
Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: 1. изучение восстановления пластового давления, 2. метод установившихся отборов жидкости из скважин, 3. определение взаимодействия (интерференции) скважин.
ЗАДАЧА1 : Оценка гидродинамических параметров при исследовании скважин методом неустановившихся режимов работы. Фонтанная скважина после остановки исследована на приток путем снятия КВД на забое. Рзаб. больше давления насыщения.. Исходные данные: дебит до остановки скважины-80 т/сут,Рзаб=2,7МПа, эффективная нефтенасыщенная толщина-8м, объемный коэффициент-1,1, относительная плотность нефти в атмосферных условиях -0,86; вязкость нефти -4,5мПас, коэффициент открытой пористости 0,2, коэффициент сжимаемости нефти- 9,42 *10 -10 1/Па, коэффициент сжимаемости породы -3,6*10-10 1/Па, радиус контура питания- 200м, радиус скважины по долоту-12,4см. Требуется определить коэффициенты проницаемости, пьезопроводности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины, коэффициент продуктивности и коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
Данные исследования скважин представлены в таблице:
№ точки |
Время |
lgt |
Δp МПа |
№ точки |
Время |
lgt |
Δp МПа |
|
T *103 c |
|
|
|
T *103 c |
|
|
1 |
0,03 |
1,477 |
0,002 |
10 |
18,5 |
4,267 |
2,24 |
2 |
0,06 |
1,776 |
0,035 |
11 |
30,3 |
4,477 |
2,32 |
3 |
0,30 |
2,477 |
0,17 |
12 |
70,0 |
4,845 |
2,46 |
4 |
0,90 |
2,954 |
0,57 |
13 |
98 |
4,998 |
2,55 |
5 |
1,70 |
3,23 |
1,15 |
14 |
120 |
5,079 |
2,56 |
6 |
1,25 |
3,398 |
1,40 |
15 |
150 |
5,176 |
2,60 |
7 |
4 |
3,602 |
1,75 |
16 |
185 |
5,27 |
2,63 |
8 |
7,7 |
3,886 |
2,02 |
17 |
234 |
5,369 |
2,68 |
9 |
10,1 |
4,000 |
2,12 |
18 |
265 |
5,423 |
2,70 |
СТРОИМ КВД по полученным экспериментальным данным в полулогарифмических координатах Δp от lgt.
Найдем наклон I (прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс по двум крайним точка прямой: точкам 18 и 9 , получим
I = tga= (Δp18- Δp9)/ (lgt18- lgt9)= (2,7-2,12)*106/(5,423-4,0)=4*105 |
Так как масштабы на осях ординат взяты разные, то геометрическая величина угла на графике не соответствует найденному наклону прямолинейного участка кривой.
3.Измерим отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка кривой восстановления давления А=0,5МПа.
4.Определим коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания по формуле:
k=0,183*Q*μн *b/(i*h) при этом Q= 80/0,86*86400 сек=1,076*10-3 м3/с
к=0,183*1,076*10-3 *4,5*10-3*1,1/ (4*105 *8)=0,304*10-12 м2
5. Коэффициент пьезопроводности χ = k/ μн*(m*βж +βп)= 0,304*10-12 / 4,5*10-3 (0,2*9,42+3,6)*10 -10=0,123м2/с
6.Гидропроводность пласта
k*h/ μн=0,304*10-12 *8 /4,5*10-3=0,54*10-9 м3/Пас
7.Приведенный радиус скважины
rпр=
=
=0,124
м
8.Коэффициент продуктивности скважины определяется по формуле :
Кпрод= 0,236*ρ*(κh/μ)/в (lgRk-lgrпр)=0,236*0,86*0,54*10-9/1,1*(lg200-lg0,143)=31,7*10-12 т/Пас=2,74 т/сут*МПа.
9.Коэффициент гидродинамического совершенства скважины :
φ=(lgRk-lgrc)/ (lgRk-lgrпр)=(lg200-lg0,124) /(lg200-lg 0,124)=1 скважина гидродинамически совершенная.
ЗАДАЧА 2Газовая скважина 45 часов экспл.фонтанным способом дебитом 1300 тыс.м3/сут. Затем скв.закрыли и сняли КВД во времени. Пластовое давление-24,3МПа. Требуется определить параметры пласта, зависящие от состояния призабойной зоны скважины, гидропроводность, проницаемость, объем дренирования и так далее. Результаты наблюдений и обработки материалов приведены в таблице :
T c |
lgt |
PЗ *10 5 Па |
Рз2 *1010 Па2 |
ΔP2=Рпл2-Рз2 |
LGΔP2 |
0 |
- |
69,6 |
4844 |
54160 |
4,73 |
30 |
1,48 |
111 |
12320 |
37680 |
4,58 |
120 |
2,08 |
202 |
40800 |
18200 |
4,26 |
300 |
2,48 |
222 |
49280 |
9720 |
3,99 |
900 |
2,95 |
229 |
52440 |
6560 |
3,82 |
3600 |
3,56 |
232 |
53820 |
5180 |
3,71 |
7200 |
3,86 |
232,8 |
54290 |
4710 |
3,67 |
14400 |
4,16 |
234,2 |
54860 |
4140 |
3,62 |
21600 |
4,33 |
234,7 |
55100 |
3900 |
3,59 |
25200 |
4,40 |
234,8 |
55170 |
3830 |
3,58 |
101000 |
5,0 |
238,4 |
56640 |
2360 |
3,37 |
183500 |
5,26 |
240 |
57600 |
1400 |
3,15 |
244000 |
5,39 |
240,4 |
57800 |
1200 |
3,08 |
417000 |
5,62 |
240,8 |
57960 |
1040 |
3,02 |
507000 |
5,70 |
242,1 |
58600 |
400 |
2,60 |
590000 |
5,77 |
242,3 |
58680 |
320 |
2,50 |
676000 |
5,83 |
242,6 |
58810 |
190 |
2,28 |
1030000 |
6,01 |
242,9 |
58930 |
70 |
1,84 |
1205000 |
6,08 |
243 |
59050 |
0 |
- |
1. Построим на основании данных таблицы в координатах Рз 2 –lgt и lg ΔP2-t кривые КВД
2.Вычислим угловые коэффициенты β1 и β2 определяющих наклон прямолинейных участков кривых к оси абсцисс. Они равны: β1= (52500-46000)/3=2170 β2= (3,4-2,5)/6*105=1,5*10-6
3. находим гидропроводность: k*h/ μн=0,366*Q*Tпл/ β1Tср*Р атм=3,44*10-12*20/2,5*10-3=2,74*10-8 м3/Пас
4.k==0,366*2,5*10-3*1,3*106*350/20*86400*2170*105*323=3,44*10-12 м2
5.определим объем дренирования скважины по формуле:
V=2,09*Q*Pпл*Tпл/ β1* β2*Pо*Tср=2,09*1,3*10 6*24*3*106*350/86400*2170*1,5*
10-6*105*323=25,4*105 м3