ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Практическое руководство

к лабораторным и практическим работам по курсу

«РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

Тюмень 2006

Карнаухов М.Л., Челомбитко С.И., Волкова Е.М., Пьянкова Е.М., Кобычев В.Ф., Ковалев И.А., Саранча А.В. ПРАКТИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО к лабораторным и практическим работам по курсу «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюмень, 2006. – 194 с.

Практическое руководство составлено на кафедре «Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа Тюменского государственного нефтегазового университета в соответствии с государственным образовательным стандартом.

Данное практическое руководство предназначено для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», а также может быть рекомендовано студентам специальности «Прикладная математика», обучающимся по курсу «Разработка нефтяных и газовых месторождений», и студентам специальности «Разработка нефтяных и газовых месторождений» по курсу «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин».

Предисловие

Практическое руководство к лабораторным и практическим работам ориентировано на подготовку студентов по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» по курсу «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Данный курс включает множество вопросов разработки месторождений и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Начинается курс с рассмотрения геологической основы месторождений нефти и газа, далее рассматриваются вопросы геологического моделирования месторождений, формирования гидродинамических моделей, приводятся различные схемы разработки месторождений, определения технологических показателей и выбора рациональных способов интенсификации притока. Техника и технология добычи углеводородов – также существенная часть этого курса.

Государственным образовательным стандартом предусмотрено 7 лабораторных и 14 практических работ, которых явно недостаточно для полного охвата всех изучаемых разделов курса. Поэтому в данном руководстве подобраны только наиболее важные, современные и практически полезные варианты лабораторных и практических работ по основным разделам курса.

В Практическое руководство включен ряд примеров с расчетами параметров пластовой среды и технологических процессов по схемам, используемым в западной нефтяной и газовой промышленности. Это сделано в связи с тем, что в настоящее время на промыслах России все больше стали применять технические и технологические разработки, созданные и реализованные в различных нефтегазовых районах Зарубежья, и в связи с происходящим в настоящее время процессом интеграции нефтегазовой отрасли в мировую систему.

Лабораторные работы в соответствии с рабочей программой предполагают выполнение расчетов либо по результатам промысловых замеров параметров (например, исследований с записью КВД), либо по результатам исследований в лабораторных условиях. Практические работы в основном связаны с расчетами, проектированием каких-либо технологических операций и процессов.

Лабораторные работы включают рассмотрение наиболее часто применяемых на практике ГДИ при неустановившейся фильтрации: методы КВД – кривых восстановления давления после длительной и кратковременной отработки скважин («Разработка нефтяных месторождений», лабораторные работы №1 и №2). Предусмотрены также лабораторные работы по ГДИ, часто применяемые на промыслах, когда запись КВД осуществляется после создания импульса депрессии на пласт (лабораторная работа №3).

С целью практического освоения разделов курса, касающихся подбора глубинно-насосного оборудования, предлагается выполнить практические работы №1 и №2 («Разработка нефтяных месторождений»), включающие анализ индикаторных кривых и определение производительности насоса. В практической работе №3 рассмотрены примеры расчета продуктивности скважин на основе характеристик Вогеля, а в работе №4 дан расчет капиллярных давлений в пористой среде.

Лабораторная работа №1 («Эксплуатация нефтяных месторождений») предусматривает знакомство студентов с подбором штанговых глубинных установок (ШГН).

Практическая работа №1 («Эксплуатация нефтяных месторождений») позволяет студентам восстановить свои знания по креплению скважин одноступенчатым цементированием. Эта работа является основой и для освоения навыков проведения других разнообразных работ при эксплуатации скважин, осуществление профилактических ремонтных работ по изоляции пластов (установки цементных мостов, ликвидации заколонных перетоков и др.). Практическая работа №2 позволяет получить навыки по гидравлическим расчетам, необходимым при планировании операций по запуску фонтанной скважин в работу. В работе № 3 выполняются расчеты, связанные с проведением гидроразрыва пластов и оценкой степени увеличения продуктивности скважин.

При бурении горизонтальных скважин важно определить целесообразную длину их горизонтального ствола, что рассматривается в практической работе №4. Рассмотрена также технология кислотной обработки призабойной зоны скважины пласта (практическая работа № 5).

В разделе курса «Разработка газовых месторождений» предлагаются лабораторные работы №1 и №2 по определению плотности газа и газоконденсатных смесей и определению пластового давления на забое остановленной скважины. В лабораторной работе №3 изучается методика определения параметров газового пласта по индикаторным кривым.

Практические работы в этом разделе предусматривают определение вязкости природного газа (практическая работа №1), оценку запасов природного газа (практическая работа №2) и конденсата (практическая работа №3), определение параметров газового пласта по КВД (практическая работа №4), определение параметров пласта по ИК с учетом несовершенства вскрытия скважин (практическая работа №5).

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Лабораторная работа №1

Расчет параметров пласта по КВД,

записанной после продолжительной отработки скважины

Цель работы

Построить кривую восстановления давления после продолжительной отработки скважины. По полученной КВД определить:

1. фильтрационные параметры пласта:

• гидропроводность;

• проницаемость;

• пьезопроводность;

2. оценить состояние призабойной зоны скважины (скин-эффект);

3. коэффициент продуктивности скважины (фактический и потенциальный).

Общие сведения

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации предполагает изучение зависимости изменения забойного давления от времени при переходе 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 дифференциального 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 лабораторной работе рассмотрен случай обработки КВД, когда кривые восстановления давления записываются после отработки скважины в течение длительного времени Т, которое намного продолжительнее времени восстановления давления t (Т>>t). Определение параметров пласта в этом случае получают методом проведения касательной к последним точкам КВД, построенной в полулогарифмических координатах.

Итак, исходным уравнением для расчета параметров пласта по КВД, записанной после продолжительной отработки скважины, является выражение

, (1)

где Р_с – забойное давление, Па;

Р_пл – пластовое давление, Па;

q – дебит скважины на забое, м³/с;

r_c – радиус скважины, м;

h – толщина пласта, м;

k – проницаемость пласта, м²;

– пьезопроводность, м²/c;

– вязкость жидкости, ;

t – время записи КВД, с.

Предыдущее уравнение запишем в виде:

. (2)

Введем обозначения:

; . (3)

Тогда выражение для представится в виде:

. (4)

Это уравнение прямой линии. Коэффициент i является угловым коэффициентом КВД в координатах (полулогарифмические координаты) и определяется как:

. (5)

Коэффициент В является отрезком оси , отсекаемым полученной прямой линией, и определяется в точке lg t = 0.

Уравнение (1) 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 имели бы на рабочем графике прямолинейную форму. Начальный участок КВД в координатах , как правило, отклонен в сторону оси абсцисс (рисунок 1).

Рисунок 1. 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 (1). Поэтому коэффициенты В и i уравнения прямой, проведенной через последние точки КВД, прямо определяются непосредственно из графика на рисунке 1 по точке пересечения этой прямой с осью давления и по тангенсу угла наклона прямой к оси абсцисс.

Гидропроводность пласта в соответствии с формулами (1) – (4) определяется следующим образом:

. (6)

Проницаемость:

или . (7)

Пьезопроводность:

, (8)

где и – сжимаемости смеси и скелета пласта, Па^-1;

m – пористость.

Скин-эффект равен:

, (9)

где – забойное давление, замеренное при времени t = 1 ч.

Коэффициент продуктивности:

• фактический

; (10)

• потенциальный

. (11)

Пример.

Скважина работала непрерывно в течение 9 месяцев, после чего скважину остановили на 8,8 часа и записали КВД.

По скважине известно:

дебит скважины на забое q = 38,4 м³/сут;

давление забойное Р_с = 11,0 МПа;

толщина пласта h = 10 м;

пористость m = 0,2; сжимаемость смеси МПа^-1;

сжимаемость скелета пласта МПа^-1;

вязкость нефти сП;

радиус скважины r_c = 0,1 м;

радиус контура питания r_к = 200 м.

В таблице 1 приведены данные «давление – время», полученные после обработки диаграммы давления.

Таблица 1.