Міністерство освіти і науки Київський національний університет імені Тараса Шевченка
Геологічний факультет
Кафедра геології нафти і газу
Креативна розрахункова робота 18-кр-2013
з дисципліни «Нафтогазопромислова геологія»:
«Визначення рівняння притоку,вибійних тисків та дебітів фонтанної нафтової свердловини за нелінійними індикаторними кривими»
Виконав:
студент ІV курсу
групи «Геоінформатики»
Халімендік Валерій Дата здачі на кафедру____2013
Перевірив: доцент
А.В. Полівцев____
Київ – 2013, осінній семестр
Розрахункова робота № 18-кр-2013 Визначення рівняння притоку,вибійних тисків та дебітів фонтанної нафтової свердловини за нелінійними індикаторними кривими
Детальне спостереження за режимом експлуатації свердловин та ретельний облік видобутку необхідні для промислової оцінки нафтоносних пластів, встановлення оптимального режиму роботи. Причому, треба зазначити, що завжди при любому виду свердловини й типу її експлуатації, ведеться постійний моніторинг пластового і забойного тисків за допомогою монометрів.
Визначення дебіту свердловини.Облік видобутку рідини здійснюють або спеціальними механічними лічильниками, що дозволяють заміряти дебіт безперервно і окремо для кожної свердловини (для чого необхідно попередньо відокремити від нафти воду, газ, а також очистити її від піску і бруду), або шляхом виміру в резервуарі видобутку групи свердловин з подальшим розподілом дебітів по свердловинах, або шляхом виміру продуктивності свердловин в резервуарі по черзі, направляючи продукцію даної свердловини в резервуар протягом деякого часу, що залежить від характеру подачі рідини у свердловини. На підставі такого виміру визначають дебіт свердловини за 1 годину, а потім обчислюють добовий видобуток свердловини, множачи часовий дебіт на число фактичних годин її експлуатації протягом доби. У цьому випадку вважають, що свердловина протягом добового періоду експлуатації дає більш або менш рівномірну видобуток. Якщо відомо, що режим свердловини протягом доби значно змінюється, проводять повторні заміри дебіту, на підставі яких виводять середній завмер.[1]
Дослідження обводнення нафти. Для безперервного контролю за обводненням нафти при роботі свердловин розроблено метод, що дозволяє безперервно визначати вміст води в нафтовому потоці. Безводна нафта, як відомо, є гарним діелектриком (діелектрична проникність е = 2,1 - 2,5), тоді як діелектрична проникність мінералізованих вод досягає 80. Така різниця в діелектричної проникності води та нафти дозволила створити вологомір порівняно високої чутливості. Принцип діїприладу полягає у вимірюванні ємності конденсатора, утвореного двома електродами, опущеними в аналізовану водо-нафтову суміш.[2]
Дослідження газу.Замір газу, що видобувається краще всього вести цілодобово за допомогоюавтоматичних приладів (самописного витратоміра). При відсутностітакого витратоміра для виміру видобутку газу слід користуватисядиференціальним манометром. У цьому випадку замір видобутку газу в високодебітних свердловин слід проводити 2-3 рази на добу залежно від ступеня нерівномірності подачі струменя газу. Промисловий газовий фактор (м3/т) обчислюють як відношення дебіту попутного газу до дебіт сепарированої нафти.
Графік, який зображує залежність притоку рідини чи нафти від величини депресії, називається індикаторною діаграмою. За її допомоги розрахунковим способом визначають параметри пласта, продуктивність, проникність і п’єзопровідність. Індикаторну діаграму будують у прямокутній системі координат.
При побудові індикаторної діаграми масштаб вибирають довільно, із врахуванням розміщення на графіку всіх фактичних точок, але масштаби повинні бути рівномірними.
Гідродинамічні дослідження вимагають часу для зміни режиму свердловини, стабілізації заданого режиму і вимірювання дебіту, що характерний для певної депресії на пласт. Можна також штуцером або шайбою на гирлі свердловини змінити дебіт до заданого і після стабілізації заміряти відповідний вибійний тиск. Індикаторна крива будується по кількох точках, які відповідають набору режимів свердловини. Точки одержуємо, проводячи лінії від вісі дебіту паралельно вісі депресій і від значення депресії - паралельно лінії дебітів. Перетинання ліній дає положення точки індикаторної кривої. В системі координат фактичні точки розташовуються на лінії, яку називають індикаторною.
За існуючою класифікацією розрізняють опуклі, увігнуті (по відношенню до вісі дебітів) і прямі індикаторні лінії.
На їх форму впливають такі фактори.
1 . Опір при русі рідини чи газу з пласта в свердловину через перфораційні отвори або внаслідок неповноти розкриття пласта, а також всередині самої свердловини (у трубах).
2 . Режим пласта.
3 . Режим фільтрації.
4 . Природа рухомої рідини ( газу).
5 . Нестаціонарні фізико-хімічні процеси в пласті, пов'язані з проявами пружності рідин і породи, а також з явищами виносу дрібних фракцій, засміченням порових каналів і ін.
Перший фактор має вагомий вплив на форму індикаторної лінії.
Найбільш поширена в промисловій практиці індикаторна лінія, яка на невеликій ділянці на початку має пряму, а потім із збільшенням депресії переходить в опуклу криву. Наявність опуклої частини кривої свідчить про нелінійний закон фільтрації у вибійній зоні. Такий вигляд кривої зазвичай буває при дослідженні свердловин, пласти яких експлуатуються із газонапірним гравітаційним і газовим режимами [2].
Дослідження на приток зазвичай проводять при стаціонарній роботі свердловини на декількох режимах. Цей метод в промисловій практиці отримав назву методу пробних відкачок.
Розглянемо випадок, коли індикаторна лінія нелінійна. Рівняння притоку рідини в свердловину в даному випадку має вигляд
Δр = AQ +BQ2, (1)
де A – коефіцієнт, який характеризує втрати на тертя і має розмірність, яка обернена розмірності коефіцієнту продуктивності, (доба•МПа)/т; B – коефіцієнт, який характеризує інерційні втрати і має розмірність (МПа•добу2)/т2.
Розділимо рівняння (1) на дебіт Q:
Δp/Q = A + BQ (2)
Одержана рівність (2) є рівнянням прямої в координатах Δp/Q – Q. Таким чином, обробка результатів досліджень по (2) дозволяє знайти коефіцієнти А і В [1].