1-3 / переделанная РГР ф
.docx
Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»
|
||||||||||||||||||||||
Бурения скважин, разработки нефтяных и газовых скважин |
||||||||||||||||||||||
(наименование кафедры) |
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
Воронин Александр Александрович |
||||||||||||||||||||||
(фамилия, имя, отчество студента) |
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
Институт |
Н и Г |
курс |
3 |
группа |
4 |
|
||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА |
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
По дисциплине |
Основы разработки и эксплуатации нефтегазовых |
|||||||||||||||||||||
месторождений |
||||||||||||||||||||||
На тему |
Интерпретация результатов гидродинамических исследований |
|||||||||||||||||||||
|
(наименование темы) |
|||||||||||||||||||||
(ГДИС) на нестационарном режиме. Метод Хорнера. |
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
(номер и наименование программы подготовки) |
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||||||
Отметка о зачёте |
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
(дата) |
||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||||||
Руководитель |
доцент, к.т.н. |
|
|
|
Л.Н. Иконникова |
|||||||||||||||||
|
|
(должность) |
|
(подпись) |
|
(инициалы, фамилия) |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
(дата) |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
Архангельск 2015
|
ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ
ОГЛАВЛЕНИЕ
1 Исходные данные…………………………………………………………...…. 4
2 Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации………. 5
3 Технологические основы исследования и обработки КВД………………… 7
4 Обработка результатов ГДИС методом Хорнера…………………………… 9
Список использованных источников…………………………………………. 13
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ВАРИАНТ 4
Плотность жидкости при пластовых условиях (с учётом обводнённости) ρн = 0,941 г/см3; вязкость жидкости в пластовых условиях μн = 7,42 мПа*с; объёмный коэффициент bн = 1,09; коэффициент сжимаемости жидкости βн = 0,001019 1/МПа; коэффициент сжимаемости горной породы βг.п = 0,00000715 1/МПа; эффективная мощность пласта h=14,8 м; коэффициент пористости m = 0,107; Q0 = 63 м3/сут; Т = 1982 часа, rc=0,1 м
Таблица 1 – Хронология промысловых работ
Дата |
Часы |
Минуты |
Рзтр, кгс/см2 |
Ртр, кгс/см2 |
Ндин, а.о.м |
|
10 |
50 |
16,3 |
6,0 |
445 |
|
10 |
55 |
16,6 |
6,0 |
441 |
|
11 |
0 |
16,8 |
6,1 |
438 |
|
11 |
10 |
17,0 |
6,2 |
430 |
|
11 |
20 |
17,2 |
6,3 |
406 |
|
11 |
30 |
17,4 |
6,5 |
394 |
|
14 |
30 |
17,8 |
7,7 |
280 |
|
15 |
0 |
18,0 |
7,9 |
268 |
|
16 |
0 |
18,1 |
7,9 |
250 |
|
18 |
0 |
18,1 |
8,0 |
223 |
05.11.04 |
9 |
0 |
19,9 |
8,9 |
134 |
|
10 |
0 |
20,0 |
8,9 |
130 |
|
11 |
0 |
20,1 |
9,0 |
128 |
|
14 |
0 |
20,5 |
9,1 |
118 |
|
16 |
0 |
20,8 |
8,9 |
113 |
|
18 |
0 |
21,0 |
9,0 |
108 |
06.11.04 |
8 |
0 |
22,5 |
9,3 |
83 |
|
10 |
0 |
22,8 |
9,3 |
80 |
|
11 |
0 |
22,9 |
9,3 |
79 |
|
14 |
0 |
23,2 |
9,3 |
75 |
|
16 |
0 |
23,5 |
9,2 |
72 |
|
18 |
0 |
24,0 |
9,2 |
70 |
07.11.04 |
8 |
0 |
25,6 |
9,3 |
55 |
|
10 |
0 |
25,8 |
9,3 |
54 |
|
12 |
0 |
26,0 |
9,3 |
53 |
|
14 |
0 |
26,3 |
9,3 |
51 |
|
15 |
0 |
26,5 |
9,3 |
50 |
|
16 |
0 |
26,5 |
9,3 |
50 |
|
17 |
0 |
26,6 |
9,3 |
50 |
2 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования. Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимости изменения забойного давления в скважине в функции времени после изменения режима ее работы (пуска или остановки).
В основе исследования лежит уравнение пьезопроводности: , (2.1)
где - коэффициент пьезопроводности, м2/с
-время, с.
Для одиночной скважины, расположенной в однородном неограниченном по размерам пласте, насыщенном однородной жидкостью, изменение давления вокруг нее в функции времени и расстояния r может быть записано в виде: , (2.2)
гдеж— плотность пластовой жидкости, кг/м3;
— коэффициент упругоемкости, м2/Н
Второе слагаемое в правой части (1.2) представляет собой инерционный член.
Пренебрегая инерционным членом в (1.2) получим уравнение Фурье: (2.3)
Графически изменение давления и дебита скважины до остановки ее в момент времени t0 представлено на рисунке 1; Р(Т) — изменение давления в период времени Т работы скважины с постоянным дебитом Q. Начиная с момента t0, за период времени t (время остановки скважины) на забое скважины забойное давление Pзаб(t) восстанавливается, что видно из фиксируемой кривой восстановления забойного давления (КВД). Запишем следующие соотношения : (2.4) (2.5)
где Р(Т) — давление, с которым бы работала скважина в период времени t (время остановки), если бы не была остановлена на исследование (на рис. 1 показано штриховой линией); Рпл — пластовое давление; Pзаб(t) — изменение забойного давления после остановки скважины на исследование.
В результате решения уравнения (1.3) получаем: , (2.6)
где Q — постоянный дебит, с которым работала скважина в течение времени Т до остановки ;
b — объемный коэффициент пластовой жидкости (нефти);
Ei— обозначение экспоненциальной интегральной функции, обычно табулируемой.
Рисунок 1- Исследование скважины при нестационарном режиме исследования
После некоторых преобразований получаем окончательную формулу:
(1.7)
Все методические видоизменения этих исследований объединяются общим названием −обработка кривых восстановления давления. При их проведении во всех случаях скважину приходится останавливать, нередко на несколько суток. В настоящее время применяются приборы, позволяющие регистрировать изменение устьевого и забойного давлений с интервалом в секунду в течение 12 ч. Серийно выпускаются расходомеры для непрерывного замера дебитов жидкостей и газов.
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОБРАБОТКИ КВД
Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье. Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует так называемую кривую восстановления забойного давления (КВД). Восстановление давления в скважине контролируется по манометрам на устье скважины и на затрубном пространстве соответственно Ру и Рзат. Стабилизация указанных параметров, наступающая через определенное время, свидетельствует о практически восстановленном забойном давлении до пластового и на этом исследование заканчивается. Глубинный манометр извлекается из скважины и на основании бланка регистрации забойного давления строится зависимость восстановления забойного давления в функции времени - КВД (рисунок 2 а).
Рисунок 2- Кривые восстановления давления в добывающей (а) и нагнетательной (б) скважинах
Логарифмическую зависимость (2.7) можно линеаризовать, записав её в следующем виде:
(3.1)
Экстраполяция линейной части КВД до пересечения с осью P(t) дает численную величину отрезка А : (3.2)
Угол наклона α прямолинейного участка КВД характеризует угловой коэффициент:
(3.3)
Причина появления нелинейной части участка КВД: Остановка скважины производится не на забое (что технически трудно реализуемо), а на устье, и связана с продолжающимся притоком флюида из пласта в скважину после ее остановки. Так как нефть содержит растворенный газ, то этот газ при Р<Рнас. выделяется в скважине и формирует газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь, являясь средой сжимаемой, с ростом забойного давления после остановки скважины сжимается, вследствие чего возможен приток продукции из пласта в скважину. Начальный участок КВД (иногда значительный по времени) не может быть использован для интерпретации результатовМетод снятия кривой восстановления давления (КВД) после закрытия скважины позволяет определить проводимость, пьезопроводность, пористость пласта, а также выявить зоны с резко выраженной неоднородностью, находящиеся в области дренирования скважины.
4 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ГДИС МЕТОДОМ ХОРНЕРА
4.1 Интерпретируем таблицу 1 с исходными данными
Найдём время в секундах и приведём затрубное давление к середине интервала перфорации по формуле:
, (4.1)
где, Рзатр – затрубное давление, кгс/см2; Нсип =1665 – отметка середины интервала перфорации, м; Ндин – отметка динамического уровня, м; ρн – средняя плотность нефти по стволу скважины, г/см3.
Пример расчёта:
Остальные результаты расчётов приведены в таблице 2.
Дата |
Часы |
Минуты |
Время t,c |
Ртр, кгс/см2 |
Рзтр, кгс/см2 |
Ндин, а.о.м |
Рзаб, МПа |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
10 |
50 |
0 |
16,3 |
6,0 |
445 |
11,847 |
|
10 |
55 |
300 |
16,6 |
6,0 |
441 |
11,884 |
|
11 |
0 |
600 |
16,8 |
6,1 |
438 |
11,921 |
|
11 |
10 |
1200 |
17,0 |
6,2 |
430 |
12,005 |
|
11 |
20 |
1800 |
17,2 |
6,3 |
406 |
12,236 |
|
11 |
30 |
2400 |
17,4 |
6,5 |
394 |
12,366 |
|
14 |
30 |
13200 |
17,8 |
7,7 |
280 |
13,536 |
|
15 |
0 |
15000 |
18,0 |
7,9 |
268 |
13,666 |
|
16 |
0 |
18600 |
18,1 |
7,9 |
250 |
13,832 |
|
18 |
0 |
25800 |
18,1 |
8,0 |
223 |
14,091 |
05.11.04 |
9 |
0 |
79800 |
19,9 |
8,9 |
134 |
15,001 |
|
10 |
0 |
83400 |
20,0 |
8,9 |
130 |
15,038 |
|
11 |
0 |
88800 |
20,1 |
9,0 |
128 |
15,066 |
|
14 |
0 |
97800 |
20,5 |
9,1 |
118 |
15,168 |
|
16 |
0 |
105000 |
20,8 |
8,9 |
113 |
15,195 |
|
18 |
0 |
112200 |
21,0 |
9,0 |
108 |
15,251 |
06.11.04 |
8 |
0 |
162600 |
22,5 |
9,3 |
83 |
15,511 |
|
10 |
0 |
169800 |
22,8 |
9,3 |
80 |
15,538 |
|
11 |
0 |
173400 |
22,9 |
9,3 |
79 |
15,548 |