Расчёты в добыче нефти
..pdfТ а б л и д а IV.3
Данные исследования скважины при стационарных режимах фильтрации
Режимы |
Забойное |
Депрессия Др, |
Дебит нефти |
AP/Q. |
фонтани |
||||
рования |
давление ра, |
МПа |
Q, т/сут |
кПа •сут/т |
скважины |
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
I |
10,13 |
0,72 |
19 |
38 |
II |
15,41 |
1,44 |
32 |
45 |
III |
14,81 |
2,00 |
40 |
50 |
|
|
|
£ Q I = 9 1 |
E < V Q ,) = |
|
|
|
|
= 133 |
IV |
14,10 |
2,75 |
50 |
55 |
V |
13,31 |
3,54 |
59 |
60 |
VI |
11,67 |
3,18 |
75 |
69 |
|
|
|
Ц < ? ,1 = 184 |
У11(A/?/Q)JI = |
фильтрация жидкости в пласте происходит по нелинейному закону, который выражается двучленной формулой
Ap = aQ-\-bQ\ (IV.4)
В формуле (IV .4) первый член правой части аО выражает по тери напора за счет трения жидкости, которые пропорциональны
Ap/Q , кПа-сут/т
Рис. |
IV.5. Индикаторная линия Q = |
Рис. IV.6. Индикаторная линия Q = |
= f |
(Ар) |
= f (AP/Q) |
вязкости жидкости и дебиту в первой степени. Второй член bQ2, выражает потери напора, обусловленные инерционными свой ствами жидкости, пропорциональные ее плотности и дебиту во вто рой степени.
По данным табл. IV.3 строим индикаторнукГлинию в коорди
натах Q — Ap/Q (рис. |
IV.6). Получилась прямая, уравнение |
которой |
|
AplQ = a-\-bQ. |
(I V . 5) |
41
Эта прямая отсекает на оси ординат отрезок а. Тангенс угла наклона ее к оси дебитов равен Ъ.
Как видно из рис. IV.6, отрезок а = 28 кПа-сут/т.
Для более точного определения коэффициента b разобьем шесть режимов исследования скважин на две группы (по три режима в каждой группе) и найдем суммарные значения Q и Ap/Q для каждой группы (см. графы 4 и 5 в табл. IV.3). По сумме значе
ний этих |
параметров |
находим |
коэффициент b из выражения |
|||
Ь |
S |
(дя/^),, — S |
I |
, |
(184— 133) 103 |
548. |
|
S Q ,I - 2 « |
I |
+ |
18491 |
||
|
|
|
||||
Следовательно, уравнение притока нефти к скважине имеет вид
Ар - |
28 Q00Q + 548Q2, Па. |
|
|
|
(IV.6) |
|||
Определим |
коэффициент |
проницаемости |
призабойной зоны |
|||||
по формуле |
|
|
|
|
|
|
||
k |
(s ,3 ig -& - + c ) |
|
|
|
|
(IV.7) |
||
|
о2яЛ |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
k |
«.«•I,bW-“ ( 2 ,3 l g ^ |
- + |
l l ) |
= |
0,1535-10"12 M2. |
|||
28 000-86 400-0,82-2-3,14-15 |
||||||||
|
|
|
|
|||||
Определим |
параметр подвижности |
|
нефти |
|
||||
|
0,1535-10~1а/ 1,Ы (Г 3 = |
139,5-10-12 м2/Па-с. |
||||||
Найдем гндропроводность |
пласта |
|
|
|
||||
ЛЛ/р |
0,153510 1а15/1,1 - 10'3 = 2,09-10 '9 |
м3/Па-с. |
||||||
Э&дта 27. Скважина, оборудованная центробежным погруж ным электронасосом ЭЦН8-700-300, исследована на приток.
Содержание воды в жидкости 99,5% , газа очень мало, плот ность жидкости рж — 1000 кг/м3. Статический уровень жидкости Лет — 1S0 и.
Требуется построить индикаторную линию н определить коэф фициент продуктивности скважины.
Исследование скважин, эксплуатируемых центробежными электронасосами, основано на свойстве этих насосов прп одинако вых числе оборотов, вязкости и фазовом составе откачиваемой тазожадкостной шеек развивать при закрытой выкидной линии (режим нулевой подачи) одинаковый напор. Этот напор склады вается из двух величин: высоты подъема жидкости от статического уровня до устья скважины и манометрического давления на устье перед задвижкой*
Режим работы скважины меняют от большего дебита к мень шему путем уменьшения проходного сечения задвижки или смены штуцера па выкидной днпнп..
4Й
При работе скважины на установившемся режиме постепенно (во избежание гидравлического удара) полностью закрывают выкидную задвижку на устье. При этом на устье создается постоян ное давление.
Считая, что динамический уровень жидкости за время закры тия задвижки изменяется незначительно по сравнению с устано вившимся уровнем при работе насоса, можно написать следующее
равенство: |
|
|
|
я 0 = л;„„ + - ^ - , |
|
|
(iv.8) |
где Н0 — напор насоса при Q = |
0, м; |
— динамический уро |
|
вень (в м) при подаче насоса Q± = |
600 м3/сут; |
= 2 МПа — пока |
|
зание манометра на устье скважины при первом режиме после закрытия задвижки.
Затем задвижку частично открывают для получения дебита, меньшего, чем при первом режиме. При установившемся режиме
замеряют дебит Q2 = |
400 м3/сут, вновь закрывают задвижку |
и фиксируют давление |
на устье р2 = 4 МПа. |
Для второго режима можно написать аналогичное равенство:
Яо = л ;.. + -Ц -, (iv.9)
где /1дИН— динамический уровень при втором режиме, м.
Так как плотность откачиваемой жидкости при обоих режимах можно считать одинаковой, то, приравнивая правые части равен
ства (IV .8) |
и (IV .9), |
найдем |
разность устьевых давлений |
|||
Р2 |
|
Pi = |
Р§ (^днн |
Лдин)' |
|
|
Коэффициент продуктивности скважины (при показателе сте |
||||||
пени |
в |
уравнении притока п = |
1) |
|||
* i |
= |
Q i — Q2 |
600 — 400 |
= |
100 т/сутМПа. |
|
|
|
Рг — P i |
(4 — 2) 10* |
|
|
|
Для получения третьей точки задвижку вновь частично
открывают и |
при установившемся режиме замеряют дебит |
Q3 = 300 м3 сут, а после закрытия задвижки определяют устьевое |
|
давление р3 = |
5 МПа. |
Для второго и третьего режимов находят коэффициент продук тивности
Q j — Qa |
400 — 300 |
= 100 т/сут* МПа. |
Ра— P i |
(5 — 4) 10® |
Коэффициенты продуктивности K i и К г получились одина ковыми. Эго говорит о том, что фильтрация жидкости происходит
По дебиту Q и устьевому давлению ру строят |
индикаторную |
||||||||||||
линию^притока жидкости в скважину (рис. IV.7). |
|
|
|
|
|
||||||||
Задача 28. Компрессорная скважина исследована на приток |
|||||||||||||
методом установившихся отборов |
(по способу АЗНИИ), т. е. |
||||||||||||
|
|
|
|
путем изменения расхода рабочего |
|||||||||
|
|
|
|
агента при постоянном |
противо |
||||||||
|
|
|
|
давлении на |
устье. |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Исходные данные: текущее пла |
|||||||||
|
|
|
|
стовое давление |
рпЛ = |
3,14 |
МПа. |
||||||
|
|
|
|
Однорядный |
подъемник |
длиной |
|||||||
|
|
|
|
L = 1000 м спущен в скважину |
|||||||||
|
|
|
|
до |
верхних |
отверстий |
|
фильтра. |
|||||
|
|
|
|
Относительная |
плотность |
рабо |
|||||||
|
|
|
|
чего агента рот = 0,8. |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
Требуется |
построить |
индика |
|||||||
|
|
|
|
торную линию, |
найти |
уравнение |
|||||||
|
|
|
|
притока, построить |
регулировоч |
||||||||
200 |
|
т |
600 0,м3/сут |
ные кривые и установить оптималь |
|||||||||
|
|
|
|
ный |
режим |
работы |
подъемника. |
||||||
Рис. |
IV.7. |
Индикаторная линия |
Результаты |
наблюдений |
за |
||||||||
Q = f (Ру) |
|
|
скважиной и вычисленные данные |
||||||||||
|
|
|
|
сведены в табл. |
IV .4. |
|
|
|
|
||||
В |
графах 2, 3 и 4 табл. IV .4 помещены данные наблюдений. |
||||||||||||
Так |
как |
подъемные |
трубы |
спущены до фильтра, |
то |
забойное |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
IV .4 |
||||
|
|
Результаты наблюдений и вычисленные данные |
|
|
|
|
|
||||||
Режимы рабо- т ы скважины |
Абсолютное ра бочее давление р МПа |
Расхг рабоче о агента V, м3/сут |
Фактический дебит нефти фф, т/сут |
Абсолютное за бойное давле ние рэ, МПа |
|
с£ |
|
|
|
|
|
< |
|
|
|
|
ё " |
« |
|
|
|
|
о |
|
|
■е- |
о. |
|
о о |
|
||||
v |
7- |
я |
о- |
< |
|
£• I |
ье |
too |
|||
5 |
|
|
|
||
Удельный рас ход рабочего агента R0. м*/т |
Расчетный де бит нефти Q , т/сут Р |
I |
2,350 |
8 300 |
30,5 |
2,58 |
0,56 |
1,484 |
— 0,252 |
272 |
30,9 |
||
п |
1,856 |
9 600 |
40,0 |
2,04 |
1,10 |
1,608 |
0,041 |
240 |
40,8 |
||
ш |
1,710 |
10 400 |
42,0 |
1,88 |
1,26 |
1,623 |
0,100 |
248 |
43,2 |
||
IV |
1,635 |
12 500 |
45,3 |
1,80 |
1,34 |
1,643 |
0,127 |
275 |
44,3 |
||
|
|
|
|
|
= |
Е |
. - |
Е |
. - |
|
|
|
|
|
|
|
|
6,358 |
= 0,016 |
|
|
||
V |
1,471 |
13 000 |
42,6 |
1,620 |
1,520 |
1,665 |
0,182 |
281 |
46,6 |
||
VI |
1,380 |
15 300 |
47,6 |
1,520 |
1,620 |
1,678 |
0,212 |
321 |
47,8-- |
||
VII |
1,250 |
18 000 |
48,4 |
1,375 |
1,765 |
1,685 |
0,247 |
372 |
48,2 |
||
V III |
1,410 |
24 000 |
47,6 |
1,555 |
1,585 |
1,687 |
0,253 |
504 |
50,0 |
||
|
|
|
|
|
= |
Е |
. . - |
Е |
. . - |
|
|
|
|
|
|
|
|
6,715 |
= |
0,894 |
|
|
|
44
давление равно давлению у башмака, которое для однорядного подъемника можно определить по формуле
Рз = Рбаш = Ррабе1'210“4£-р, МПа, |
(IV. 10) |
где L — длина подъемника, м; р — относительная |
плотность |
газа. |
|
Величину р3 при первом режиме определим по формуле (IV. 10)
рэ = 2,35*2,7181*2'10_*’1000'0»8 = 2,58 МПа.
Аналогично определим забойные давления при остальных режимах работы скважины и значения их заносим в графу 5
табл. |
IV .4. |
|
|
|
|
|
0 |
|
20 |
|
|
40 |
Вл, т/сит |
|||
|
Находим |
разности |
ме |
|
|
|
||||||||||
|
|
1■■ —I" |
|
* I ■ Vftli |
|
|||||||||||
жду |
пластовым |
и |
забой |
|
'“•-о» |
— |
|
|
|
|
|
|||||
ным |
давлениями |
(депрес |
|
|
"о . |
\ ч |
|
|
|
|
||||||
сию) и вносим их вели |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
чины в графу 6 табл. IV .4. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
В |
графах |
7 и 8 даны |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
значения |
десятичных |
ло |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
гарифмов величин |
фф и |
|
|
|
|
|
|
\° |
|
|||||||
Ар, в графе 9 — удельный |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
расход |
рабочего |
|
агента |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
R 0 = |
V/Qф, |
|
м3/сут. |
По |
|
|
|
|
|
|
\ |
_ |
||||
данным граф 4 и 6 строим |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
индикаторную |
|
линию |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
фф = |
/ (Ар), |
отвечающую Ар, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
( р и Т п Л Л ) . \ 7 - |
Р"С- IV 8- Индикаторная линяя |
<3Ф - |
/ (*» |
||||||||||
лее |
необходимо |
|
найти |
|
|
|
|
п |
|
|
|
|||||
в этом уравнении |
|
значения |
показателя |
степени |
и |
коэффици |
||||||||||
ента |
пропорциональности К . Для |
этого разбиваем |
все значения |
|||||||||||||
lg Qф и lg Ар на две равные группы (по четыре |
в |
каждой), на |
||||||||||||||
ходим их сумму и составляем два |
уравнения |
|
|
|
|
|||||||||||
|
2] Дё Фф = |
|
A" -j- ti 2 i lg Ap; |
|
|
|
|
|
(IV .11) |
|||||||
|
S i Дё |
|
= |
п2 |
|
А" -ь л 2 и |
lg Ар, |
|
|
|
|
(IV .12) |
||||
в |
которых |
« j |
и |
п2 — число |
входящих |
в сумму |
значений |
lg |
||||||||
и |
lg Ар |
соответственно. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Подставляем в полученную систему уравнений (IV. 11) и (IV. 12) |
|||||||||||||||
значения |
2 |
lg фф и 2 |
lg Ар из табл. |
IV.4. Тогда |
|
|
|
|||||||||
|
6,358 = |
4 lg К + |
0,016л; |
|
|
|
|
|
|
(IV. 13) |
||||||
|
6,715 = |
4 lg К + |
0,894п. |
|
|
|
|
|
|
(IV. 14) |
||||||
Решая совместно уравнения (IV. 13) и (IV. 14), находим
(0,894 - 0,016) п = 6,715 - 6,358,
откуда п = 0,407.
45
Теперь можем определить коэффициент пропорциональности К. Для этого воспользуемся уравнением (IV. 13)
]g/C = -L (6,358 - 0,407-0,016) = 1,547,
откуда |
К = 38,6. |
|
Уравнение индикаторной |
линии |
|
Q = |
38,6 Ар0-407. |
(IV. 15) |
Пользуясь уравнением притока (IV. 15), находим расчетные дебиты для принятых режимов и вносим их значения в графу 10
|
табл. |
IV .4. |
Задаваясь |
||||
|
более |
низкими |
депрес |
||||
|
сиями |
|
(< 0,56 |
МПа), |
|||
|
можно |
|
продолжить |
ин |
|||
|
дикаторную |
линию |
до |
||||
|
начала |
|
координат. |
|
|||
|
|
Как |
видим из срав |
||||
|
нения |
|
цифр |
в |
графах |
||
|
4 и 10, фактические де |
||||||
|
биты |
очень |
близки |
к |
|||
|
расчетным, полученным |
||||||
|
по |
уравнению притока. |
|||||
|
Следовательно, |
найден |
|||||
|
ное |
уравнение |
притока |
||||
|
(IV. 15) отвечает реаль |
||||||
Рис. IV.9. Регулировочные кривые компрес- |
ным условиям движения |
||||||
жидкости в |
пласте. |
|
|||||
сорной скважины |
|
Для |
установления |
||||
|
|
||||||
|
оптимального |
режима |
|||||
работы подъемника построим регулировочные кривые зависи
мости |
дебита и удельного расхода |
газа от общего расхода газа |
|||
(рис. |
IV .9). |
|
|
|
|
Касательная, |
проведенная через начало координат к |
кривой |
|||
Q = / (К), определит |
оптимальный |
дебит скважины |
QonT = |
||
= 37,5 т/сут при удельном расходе газа R Q= 375 м3/т. Касатель |
|||||
ная, |
проведенная |
к |
кривой R 0 = / (V) перпендикулярно |
к оси |
|
ординат, определяет минимальный расход рабочего агента /?0min = = 240 м3/сут. Максимальный дебит скважины Qmax = 48,4 т/сут возможен при удельном расходе рабочего агента R 0 = 484 м3/т. Дальнейшее увеличение расхода рабочего агента ведет к снижению дебита и росту рабочего давления. Выгодные режимы работы, очевидно, будут между QonT и Qmax.
Задача 29. В целях установления оптимального технологиче ского режима работы скважин в промысловой практике широко применяют исследование фонтанно-компрессорных скважин с по строением регулировочных кривых.
46
Т а б л и ц а IV .5
Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации
Диаметр |
Газовый |
Дебит |
Депрессия |
Дебит |
Содержание |
|
штуцера d, |
фактор (70. |
газа Qr, |
Ар, МПа |
нефти Qn, |
песка 0, % |
|
мм |
м3/т |
м3/сут |
|
т/сут |
|
|
1 |
148 |
3 |
108 |
1,2 |
21 |
|
2 |
145 |
4 |
785 |
2,0 |
33 |
0,07 |
3 |
147 |
6 |
468 |
2,7 |
44 |
0,15 |
4 |
149 |
8 |
190 |
3,3 |
55 |
0,25 |
5 |
150 |
10 650 |
4,2 |
71 |
0,50 |
|
|
|
Пусть фонтанная скважина работает в условиях, когда забой |
||||||||
ное давление больше давления насыщения |
(р3 > |
рнас). Пластовое |
||||||||
давление р пЛ = |
28,3 МПа, давление насыщения |
рнас = 22,4 МПа. |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Ар, МПа |
G0,M3/ T |
|
|
|
|
|
|
|
|
В,% QH,T/CUT Qr)Tbic.M3/cyT |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0,5 -100 |
|
|
|
Рис. |
IV. 10. |
Регулировоч |
0,4 - |
80 |
|
|
||||
ные |
кривые |
работы |
фон |
|
|
|||||
|
|
|
|
|||||||
танной |
скважины. |
|
|
|
|
|
||||
' |
- |
°0 = |
М*щт>: 2 - |
Qr = |
0,3 ' 60 |
|
|
|||
= |
М</ШТ>; з |
- |
АР = |
|
|
|
|
|||
= |
f Цнт); 4 ~ Q H= f <<W: |
0,2 - 40 |
|
|
||||||
s |
- |
e = f (rfmT) |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
OJ - 2 0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0 |
|
|
Требуется построить регулировочные кривые зависимости дебита нефти QH, дебита газа Qr, газового фактора G0, содержания песка 0 и депрессии Ар от диаметра штуцера, а также установить оптимальный технологический режим фонтанирования.
Данные исследования скважины сведены в табл. IV .5. Строим в прямоугольной системе координат на общем графике
регулировочные кривые изменения газового фактора, дебита газа, депрессии, дебита нефти и процента содержания песка в зависи мости от диаметра штуцера (рис. IV. 10). По этим кривым и уста навливается оптимальный режим работы скважины, который должен обеспечить ограниченный вынос песка и получение макси мально возможного дебита нефти при наименьшем газовом факторе.
47
Рассматривая регулировочные кривые, видим, что газовый фактор при всех режимах работы скважины изменяется незначи тельно, так как р3 > рнас, а содержание в нефти песка резко (в два раза) возрастает при переходе с 4-мм на 5-мм штуцер. Таким образом, единственный критерий установления оптималь ного режима работы скважины — допускаемый вынос песка. С этой точки зрения оптимальным диаметром штуцера в данном случае будет d = 4 мм, что соответствует депрессии Ар = 3,3 МПа. При этой депрессии значительно увеличивается межремонтный период работы скважины и удлиняется срок службы подземного и наземного оборудования.
Основной метод борьбы с осложнениями, вызываемыми со держанием песка в добываемой жидкости, — ограничение отбора жидкости из пласта путем создания на забое скважины оптималь ной депрессии. При р3 < рнас, особенно при режиме растворенного газа, с увеличением до определенного предела диаметра штуцера газовый фактор сначала снижается, а затем при дальнейшем увеличении диаметра штуцера начинает повышаться. В таких случаях оптимальный режим следует устанавливать по минималь ному газовому фактору. При обводнении нефти пластовой водой до 80% режим работы скважины и оптимальный дебит следует устанавливать с учетом допустимого процента обводнения.
Обычно опытным путем устанавливаются предельно допустимые нормы по всем факторам, ограничивающим дебит скважины (газ, вода, песок). Тогда режим работы скважины устанавливают с учетом всех этих показателей.
Задача 30. Газовая скважина исследована на приток на четы рех режимах работы. Текущее пластовое давление определено по статическому давлению на устье закрытой скважины, рпЛ = = 24,79 МПа, забойное давление вычислено также по затрубному
давлению |
на |
устье скважины. |
|
|
|
|
|
|
|
||
Результаты |
исследования |
обработаны |
графическим |
методом |
|||||||
по двучленной |
формуле |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рпл — |
Рз = |
aQ + ftQ2. |
|
|
|
|
|
|
(IV. 16) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и д а |
IV .6 |
||
|
Результаты наблюдений и вычисленные данные |
|
|
|
|||||||
Режим |
|
|
|
Q. |
|
|
|
|
|
Р2 |
- Р 2 |
работы |
рпл' |
|
Ра. |
|
|
|
р 2 |
- Р 2 |
|||
сква |
|
тыс. |
|
" L |
|
ПЛ |
3 |
||||
10» Па |
10‘ Па |
м*/сут |
|
|
ПЛ |
3 |
|
Q |
|||
жины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
I |
247,9 |
|
238,6 |
200,5 |
61 500 |
57 000 |
4 500 |
22,5 |
|||
II |
247,9 |
|
234,2 |
284,0 |
61 500 |
55 000 |
6 500 |
23,3 |
|||
III |
247,9 |
|
210,2 |
643,0 |
61 500 |
44 200 |
17 300 |
26,9 |
|||
IV |
247,9 |
|
197,6 |
794,0 |
61 |
500 |
39 000 |
22 500 |
28,3 |
||
48
где Q — суточный дебит; а и b — постоянные коэффициенты, зави сящие от конструкции забоя скважины и параметров пласта.
в |
Результаты |
наблюдений |
и |
вычисленные данные |
приведены |
||||||||||||
табл. |
IV .6. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
По данным табл. IV .6 |
Р пл ~ Рз |
|
Рз1 ~ Рзп |
|
|
|
|
|||||||||
строится |
график |
зави |
|
Q |
|
|
10 ш Па |
|
|
|
|||||||
|
|
Qn ~ Qt |
|
|
|
|
|||||||||||
симости |
(рпл— pl)!Q |
от |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Q, |
по |
которому опреде |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
ляются |
|
коэффициенты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
уравнения притока а и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
b |
(рис. |
IV .11). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Если |
текущее |
пла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
стовое |
|
давление невоз |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
можно замерить в связи |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
с |
опасностью |
разрыва |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
эксплуатационной |
|
ко |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
лонны |
|
в |
случае |
высо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
кого |
статического |
да |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
вления |
или вследствие |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
большой |
длительности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
периода восстановления |
Рис. IV.11. Графики зависимости |
|
|
|
|||||||||||||
забойного давления |
до |
Й л - Р з ) / |
Q от Q V) и |
(Рз. t - |
Рз. n)/(Qn - |
||||||||||||
пластового, то |
пласто |
||||||||||||||||
—Q i)от Qn+ Qi |
|
|
|
|
(2) |
||||||||||||
вое давление вычисляют |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
IV .7 |
|||
|
Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации |
||||||||||||||||
Режим |
|
|
р2л, |
|
|
|
2 |
2 |
% -Q v |
Qn + Qv |
р2 —р2 |
Р2 |
- Р 2 |
||||
работы |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
3 |
|
тыс. |
Р\Х~Рзп, |
тыс. |
тыс. |
з1 |
3п |
^з2 |
”зп |
||||||
|
сква |
|
(10» Па)2 |
|
(10» |
Па)2 |
м*/сут |
м’/сут |
Qn-Q1 |
(10» |
Па)2 |
||||||
жины |
|
|
|
|
м3/сут |
|
|
||||||||||
|
I |
|
|
57 000 |
|
200,5 |
|
|
_ |
401,0 |
_ |
|
|
|
|||
|
II |
|
|
55 000 |
|
284,0 |
2 000 |
83,5 |
484,5 |
24,0 |
— |
||||||
|
III |
|
|
44 200 |
|
643,0 |
12 800 |
442,5 |
843,5 |
28,9 |
10 800 |
||||||
|
IV |
|
|
39 000 |
|
794,0 |
18 000 |
593,5 |
994,5 |
30,3 |
16 000 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы IV .7 |
|||||||
Режим |
|
|
Qn-Q* |
Qn + |
Q2. |
2 |
2 |
р2 |
—р2 |
<гп- « 3- |
Q/I+ |
з 3- |
Р2 |
- Р 2 |
|||
работы |
|
|
|||||||||||||||
|
сква |
|
|
ТЫС. |
|
тыс. |
Рз2 ~ Рзп |
рзЗ |
нзп |
тыс. |
тыс. |
*зЗ |
изп |
||||
|
|
|
М3/сут |
|
Ма/сут |
Qn-Q* |
(10» |
Па)2 |
м»/сут |
мэ/сут |
<in-Q3 |
||||||
жины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
I |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
II |
|
|
|
|
927 |
30,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
III |
|
|
359 |
|
5200 |
|
1437 |
34,4 |
||||||||
|
IV |
|
|
570 |
|
1078 |
31,4 |
151 |
|||||||||
49
по |
результатам исследования скважины на различных режи |
||||
мах |
работы |
(табл. IV .7). |
|
|
|
По полученным данным построим совмещенный с первым гра |
|||||
фик |
в |
координатах |
(ph — pln)/(Qn — Qd — Qn + Qc |
(см. |
|
рис. |
IV. 11), где i = 1, 2, |
3, 4; п — порядковый номер режима. |
|||
Как видно из этого графика, указанные зависимости выра |
|||||
жаются прямой, отсекающей на |
оси ординат отрезок, равный |
||||
а — 20* 1010 |
и имеющий |
наклон |
к оси абсцисс 6 = 0,01 •1010. |
||
Оба графика совмещаются и дают одинаковые результаты. |
|
||||
По известным значениям рэ и |
найденным значениям а |
и b |
|||
можно определить текущее пластовое давление при любом режиме
|
|
|
исследования |
скважины |
по пре |
|||||||
|
|
|
образованной формуле (IV. 16) |
|
||||||||
|
|
|
Рил — |
|
р\ ~Ь aQ -f" bQ2— |
|
||||||
|
|
|
= / (238,62+ 2 0 -200,5 + |
|
||||||||
|
|
|
+ |
0,01-200,52) 1010 = |
|
|
|
|||||
|
|
|
= |
250* 105 Па. |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Для |
определения |
пластового |
|||||||
|
|
|
давления |
|
при |
малых |
дебитах |
|||||
|
|
|
можно применить |
приближенный |
||||||||
|
Q} тыс.м3/суг |
|
метод. Пренебрегая |
в двучленной |
||||||||
Рис. |
IV. 12. График зависимости |
формуле |
величиной |
bQ2, |
получим |
|||||||
линейную |
зависимость |
между |
pi |
|||||||||
P L |
от Q |
|
и дебитом |
Q. В |
этом |
случае |
по |
|||||
|
|
|
полученным значениям pi и Q |
|||||||||
строим график зависимости р2пл от Q (рис. IV. 12). Величина р?1Л = |
||||||||||||
= 630 МПа2 находится |
в точке пересечения |
полученной |
прямой |
|||||||||
с осью ординат, откуда |
рпЛ = |
25,1 МПа. Таким образом, резуль |
||||||||||
таты определения пластового давления обоими методами почти совпали.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН
Коэффициент совершенства скважины можно определить по методу В. И. Щурова или путем нахождения приведенного ра диуса скважины по результатам исследования ее методом восста новления забойного давления.
При методе В. И. Щурова в формулу Дюпюи вводится безраз мерная величина С, учитывающая увеличение фильтрационных сопротивлений, которые дополнительно возникают вследствие
несовершенства вскрытия |
пласта. |
Дебит скважины Q определяется по формуле |
|
\2nkh Ар |
|
Q - ц (in - 5 s - + с ) ’ |
(IV .17) |
50