Анализ результатов исследований скважин, характеристика режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин

РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Коэффициенты продуктивности и проницаемости, определенные методом установившихся отборов, отличаются от этих параметров, определенных методом восстановления давления. В скв.2,5,11,13,36, и 41 коэффициенты продуктивности и проницаемости при стационарном режиме выше, чем при нестационарном, т. е. фильтрационные свойства призабойной зоны лучше, чем в удаленной части пласта, а в скв.40 фильтрационные… Читать ещё >

Анализ результатов исследований скважин, характеристика режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

На Демьяновском месторождении по всем добывающим скважинам один раз в год проводились гидродинамические исследования. Основное количество исследований выполнено работниками ЦНИПР ТПП «Котовонефтегаз», а также сотрудниками института ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

Гидродинамические исследования проводились на 2, 3 и более режимах со снятием индикаторной диаграммы и реже кривой восстановления давления.

В основном индикаторная линия прямолинейная, но в некоторых случаях она имела выпуклую к оси дебитов форму. Это указывает на снижение продуктивности залежи с увеличением депрессии, что предположительно можно объяснить ухудшением трещинной проницаемости коллектора при снижении давления в залежи.

Результаты обработки исследований по каждой скважине методом установившихся отборов и методом восстановления давления приведены на рис. 2.1.

Рис. 2.1.

Как видно на русунке 2.1, коэффициенты продуктивности и проницаемости по каждой скважине Демьяновского месторождения в процессе разработки изменялись. Это связано с очисткой фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта от бурового раствора, реагированием породы на изменение пластового давления, поступлением в призабойную зону и в ствол скважины пластовой воды, образованием водонефтяной эмульсии, выпадением осадков, образованием пробок на забое.

В среднем по месторождению значение коэффициента продуктивности на 01.01.08 г. составляет 20,1 т/сутМПа, проницаемости 0,012 мкм² (, рис. 3.2).

На Демьяновском месторождении регулярно проводились замеры пластового давления. Среднее значение пластового давления по месторождению, приведенного к ВНК (абс. отм. минус 2478,5 м), на 01.01.09 г. равно 24,01 МПа (рис. 2.1).

По коэффициенту продуктивности и текущему дебиту жидкости были рассчитаны депрессии и забойные давления по каждой скважине и в среднем по месторождению (табл.2.3).

Динамика пластового давления, накопленной добычи и средних значений коэффициента продуктивности, дебита скважин и депрессии на пласт.


Таблица 2.3.
Дата замера.	Рпл к ВНК, МПа.	Qж нак, тыс.т.	Кпрод, т/сутМПа.	qж, т/сут.	ДP, МПа.	Рзаб к ВНК, МПа.
03.04.1990.	29,89.	0,0.
27.06.1990.	27,84.	0,9.	79,8.	16,4.	0,21.	27,64.
17.09.1990.	27,41.	3,1.	72,6.	41,2.	0,57.	26,84.
05.11.1990.	27,16.	4,7.	72,6.	28,5.	0,39.	26,76.
09.12.1991.	27,78.	11,8.	38,2.	24,1.	0,63.	27,15.
26.11.1992.	27,14.	18,2.	67,1.	18,1.	0,14.	26,99.
29.04.1993.	27,06.	20,8.	63,9.	20,7.	0,66.	26,42.
20.12.1993.	26,99.	41,0.	146,2.	26,1.	0,48.	26,42.
07.02.1994.	26,67.	52,6.	96,8.	40,2.	0,43.	26,25.
24.10.1994.	26,85.	133,7.	196,4.	61,2.	0,39.	26,46.
31.05.1995.	26,64.	240,1.	263,1.	71,4.	0,33.	26,31.
22.09.1995.	26,09.	293,6.	248,5.	66,6.	0,35.	25,74.
09.12.1996.	25,53.	440,7.	198,3.	59,4.	0,46.	25,07.
23.06.1997.	25,53.	495,2.	194,0.	43,5.	0,50.	25,03.
30.12.1997.	25,10.	538,2.	101,2.	32,7.	0,46.	24,64.
20.03.1998.	25,18.	554,1.	56,3.	32,4.	0,61.	24,57.
02.11.1998.	24,38.	594,2.	120,4.	24,5.	0,31.	24,08.
15.07.1999.	24,31.	644,5.	112,8.	18,3.	0,25.	24,07.
25.11.1999.	24,32.	652,1.	82,8.	18,3.	0,22.	24,09.
26.05.2000.	24,12.	676,8.	79,4.	20,4.	0,25.	23,87.
21.11.2000.	24,11.	698,6.	133,9.	12,9.	0,09.	24,02.
24.08.2001.	23,92.	756,0.	116,3.	16,5.	0,25.	23,67.
01.07.2002.	24,01.	763,6.	51,0.	15,5.	0,42.	23,59.
01.12.2003.	24,05.	819,1.	33,6.	14,5.	0,43.	23,62.
01.12.2004.	23,97.	857,3.	20,8.	15,0.	0,72.	23,25.
01.12.2005.	24,26.	900,2.	31,6.	16,8.	0,53.	23,73.
01.12.2006.	24,11.	946,9.	20,1.	19,7.	0,82.	23,19.
01.12.2007.	24,01.	991,9.	19,4.	18,48.	0,92.	23,09.
01.12.2008.	24.01.	1036,4.	19,0.	17,4.	0,91.	23,08.

Значение депрессии и забойного давления на Демьяновском месторождении на 01.01.09 г. составляют соответственно 0,74 МПа; 23,29 МПа (табл.2.4).

Основные показатели эксплуатации скважин Демьяновского месторождения по состоянию на 01.01.08.


Таблица 2.4.
№ скв.	Рпл, МПа.	Рзаб, МПа.	Рб, МПа.	Ршл, МПа.	qн, т/сут.	qж, м³/сут.	В, %.	Кпрод, м³/сутМПа.	Кпрод, т/сутМПа.	ДP=Рпл-Рзаб, МПа.
	24,50.	23,60.	7,7.	3,4.	11,3.	14,1.		15,7.	12,6.	0,90.
	24,00.	23,50.	7,7.	3,3.	10,9.	13,6.		27,2.	21,8.	0,50.
	23,50.	23,20.	7,4.	3,4.	20,1.	25,1.		83,5.	67,0.	0,30.
	23,70.	22,90.	7,7.	3,4.	49,3.	61,5.		76,8.	61,6.	0,80.
	24,70.	23,70.	7,6.	3,3.	18,7.	23,3.		23,3.	18,7.	1,00.
	24,30.	23,70.	7,2.	3,2.	9,8.	12,2.		20,4.	16,3.	0,60.
	23,50.	22,40.	5,8.	3,5.	10,9.	13,6.		12,4.	9,9.	1,10.
Ср	24,03.	23,29.	7,3.	3,4.	18,7.	23,3.		37,0.	25,2.	0,74.

В скв.2,5,11,13 в период с 1990 по 1993 гг. проводились поствольные замеры давления. Полученные данные позволили определить плотность жидкости в стволе скважины.

Плотность нефти на Демьяновском месторождении в пластовых условиях составляет 684 кг/м³. В скв.2 плотность жидкости на глубине 2200 м (абс.отм. минус 2002,5 м) (от кровли 436 м) изменяется в пределах 693−780 кг/м³ (табл.2.5).


Таблица 25. Изменение плотности жидкости по стволу скважины. (на основе замеров давления по стволу).
№ скв.	Глубина кровли продуктивного пласта, м.	Дата замера.	Глубина замера, м.	с, кг/м³
ист. глуб.	абс. отм.	ист. глуб.	абс. отм.
	2636,1.	— 2438,6.	26.11.1992.		Qжм3/сут=.
					— 552,5.
					— 1052,5.
					— 1552,5.
					— 2002,5.

			09.09.1993.		Qж, м3/сут=.	23,8.
					— 552,5.
					— 1052,5.
					— 1552,5.
					— 2002,5.

		— 2429,7.	2629.05.92.		Qж, м3/сут=.		19,2.
					— 48,66.
					— 548,66.
					— 1048,66.
					— 1548,66.
					— 2048,66.
					— 2363,66.

	2532,6.	— 2319,1.	0611.01.93.		Qж, м3/сут=.	249,6.		174,4.	105,8.
					— 36,5.
					— 536,5.
					— 1036,5.
					— 1536,5.
					— 1986,5.
					— 2246,5.

			0617.08.93.		Qжм3/сут=.
					— 36,5.
					— 536,5.
					— 1036,5Исходной величиной для расчета труб является сопротивлений труб растягивающим нагрузкам. Усилие, при котором напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести (страгивающая нагрузка). Предельно допустимую длину 1 подвески для одноразмерной колонны определим по формуле: 1_доп = Q_стр/ kq_тр, (3,19). где Q_стр — страгивающая нагрузка для труб, Н. Q_стрД = 294 000 Н для труб диаметром 73 мм марки Д,. k — коэффициент запаса прочности = 1,5,. q — вес 1 м труб, Н/м. q = 92,7 Н/м Проверяем возможность применения труб из стали марки Д: 1_доп = 2114 м < L (2700 м). Проверяем допустимую длину секции труб из стали марки К: Q_стрК = 387 000 Н. 1_доп = (Q_стрК — Q_стрД)/kq = 668 м. (3,20). Суммарная длина колонны насосно-компрессорных труб, изготовленных из сталей марок Д и К составит: 1_доп = 2114 + 668 = 2782 м > L (2700 м). (3,21). Так как кровля продуктивного пласта находится на глубине 2700 м, принимаем компановку насосно-компрессорных труб из 2-х секций из стали марок Д и К. Трубы из стали марки Д = 2072 м. Трубы из стали марки К = 628 м. Выбрав НКТ из марок стали Д и К проведем проверочный расчет лифтовой колонны.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой

Другие работы

Этапы прогнозирования и планирования использования земельных ресурсов и объектов недвижимости

Началом разработки рассматриваемых прогнозов служит задание. Задание на разработку прогноза является основанием для организации самого прогноза и представляет собой указ, постановление, приказ и т. д. Задание на разработку прогноза содержит определение цели и объекта прогнозирования, период упреждения, функциональную направленность прогноза, исполнителя, заказчика, сроки и этапность разработки…

Реферат