Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

1-3 / переделанная РГР ф

.docx
Скачиваний:
21
Добавлен:
11.03.2016
Размер:
322.08 Кб
Скачать

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

131000.62 Нефтегазовое дело

(код и наименование направления подготовки/специальности)

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

-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

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

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в папке 1-3