Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта

" Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта"

Содержание Введение

1. Основная часть

1.1 Назначение и виды гидродинамических исследований (установившийся и неустановившийся режимы), методы обработки (Чарный, Хорнер, метод касательной, квадратичное уравнение)

1.2 Техника и приборы для гидродинамических исследований

2. Расчетная часть

2.1 Провести интерпретацию результатов исследования на установившемся режиме и на неустановившемся режиме: метод восстановления давления, метод Хорнера (найти пластовое давление), метод Чарного, построить графики изменения параметров

2.2 Определить по полученным данным: проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, приведенный радиус, скин-эффект, коэффициент продуктивности Выводы Список использованной литературы

Введение

Гидродинамические методы основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойной зоны. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин К₀, гидропроводность пласта е, пластовое давление Р_пл, пьезопроводность пласта ч, комплексный параметр (r_c — приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями — проницаемость k и радиус r_с. Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти мероприятия выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований составляют план-график. Рекомендуется периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежи и скважин и в основном предусматривает:

· Один раз в 2 года проводить гидродинамические исследования

· Ежегодно — определять профиль притока и интервалов обводнения

· Один раз в полугодие измерять Р_пл и Т_пл, определять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в наблюдательных скважинах).

· Ежеквартально определять Р_з

· Ежемесячно измерять газовый фактор (при Р_пл>Р_п)

· Один раз в 1−2 недели измерять газовый фактор (при Р_пл<�Р_н), дебиты, приемистости, обводненность продукции и т. д.

1. Основная часть

1.1 Гидродинамические методы исследования скважин при установившихся режимах Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта, т. е. в получении и обработке индикаторной диаграммы — зависимость дебита от депрессии.

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q (или приемистости нагнетательных скважин) и соответствующих им значений Р_з последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем и составляет от нескольких часов 2−5 суток. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях или мерных емкостях пробы жидкости на обводненность и наличие песка.

Дебит измеряют на групповых замерных установках типа «Спутник» или иногда с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и замерную емкость. Дебит газа замеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках (на выкиде из трапа) — турбинными счетчиками или посредством дифманометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируют в лабораториях.

Пластовое давление Р_пл измеряют в остановленных скважинах, обычно в период ремонтных работ, а затем строят графики изменения его во времени, экстраполируя на дату исследования. Имеются и другие методы его определения.

По результатам исследования строят индикаторные диаграммы. Значение дебита с поверхностных условий на пластовые, пересчитываются с помощью объемного коэффициента b, умножая измеренное значение дебита на b. Если индикаторная диаграмма — прямая линия, что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то, как тангенс угла г наклона линии, определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины:

tg г = K₀ = (1)

где К₀ = (2)

k, h — проницаемость и работающая толщина пласта; м — вязкость жидкости; R_k, r_c — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.

Если принять R_к равным половине расстояния между соседними скважинами, а r_с равным радиусу r_с.д скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта:

е = (3)

При r_с = r_с.д несовершенство скважины учитывается в е. Если м известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими методами или дебитометрическими, то найдем проницаемость:

к = (4)

Гидродинамические исследования скважин при неустановившихся режимах.

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) приустановившимся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующим измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным манометром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 минут, а изменение давления — до 2 — 10 часов, что устанавливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом эксплуатации. Теория исследования разработана для условий упругого режима при Р_з? Р_н (но не более, чем на 15%), если в районе скважины Р_пл > Р_н. Базируется исследование на использовании основной формулы упругого режима.

Исследования скважин при установившемся режиме фильтрации — это исследования при режиме изменения, которые происходят под действием сил пласта и насыщающих его жидкостей. Метод Хорнера и метод касательной предназначен для обработки данных бесконечного пласта, а метод Чарного для обработки ограниченного пласта. Метод восстановления давления выполняют путем остановки скважины и снятия КВД, если время работы скважины до остановки соизмерим с периодом наблюдения после остановки, обработать такие КВД, следует по методу Хорнера, метод Хорнера позволяет определить Р_пл.

Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.

Методы восстановления давления.

Исследования выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во времени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого режима в данном случае записывается в виде:

(5)

Где — увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Р_з0 перед остановкой;

Q — установившийся дебит скважины до остановки (приведенный к пластовым условиям);

t — время исследования (после остановки скважины) чпьезопроподнсть.

Кривую Р_з (t) трансформируют в прямую, преобразуя вышеизложенное уравнение таким образом:

(6)

Где

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую, в соответствии с уравнением (6), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят, А как отрезок на оси ординат и как угловой коэффициент прямой:

(7)

Дальше вычисляют:

Гидропроводность;

(8)

Проницаемость пласта;

(9)

Комплексный параметр;

(10)

Приведенный радиус скважины, учитывая, что (м и в определяются в лаборатории по пробе жидкости и по керну)

(11)

Коэффициент совершенства скважины при известных R_к и радиусу r_с.д скважины по долоту

(12)

Коэффициент продуктивности скважины

(13)

Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закрытием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответствующим повышению Р_з. Продолжающийся приток можно измерить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно определить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. Существует более 30 методов учета этого притока. Их можно разделить на 2 группы:

1. дифференциальные

2. интегральные В группе дифференциальных методов учитывается текущий расход, а в группе интегральных — накапливающийся объем притекающей жидкости, поэтому последние более точные. Эти методы позволяют увеличить количество точек, ложащихся на прямую.

Э.Б. Чекалюк считает, что притоком можно пренебречь с погрешностью до 1% при условии

(14)

Где V (t) — накопленный приток жидкости в скважину за время исследования t.

Для выполнения этого условия только в малодебитных скважинах требуется большое время.

В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое давление Р₂(t), так как Р₃(t) = P₂(t) + Hсg, или использовать зависимость Где Р₂₀ — установившееся устьевое давление До остановки, Н — глубина скважины с — средняя плотность воды Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он отсутствует в полностью заполненной скважине.

В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнительного притока.

Разработаны также экспресс — методы исследования простаивающих скважин, сущность которых состоит в том, что изменение давления в пласте достигается путем кратковременного отбора или закачки в скважину жидкости (газа) — «мгновенный подлив» (не более одного объема скважины). Возможно также ступенчатое изменение дебита.

1.2 Техника и приборы для гидродинамических исследований Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на:

· автономные

· дистанционные Дистанционные, обеспечивают передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрируют показания в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или с десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом — сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 — 2,2 мм с помощью лебедки ЛС — 16, ЛСГ — 1, установки для исследования скважин типов Азинмаш — 8 А, Азинмаш -8 В, ЗУИС, дистанционные приборы — на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройств (УЛА — 1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.

Прямые измерения давления осуществляют скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН — 2, МГТ — 1, дистанционными типа МГН — 5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН — 1, МПМ — 4 и дистанционными типа МГД — 36) и дифманометрами (прямого действия ДГМ — 4 М и компенсационными «Онега — 1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25 — 36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от — 10 до + 400 ⁰С.

Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД-2М, «Кобра-36Р», ДГД — 6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26 — 42 мм, пределы измерения 5 — 200 м³/сут, рабочие давление и температура 20 — 35 МПа и 70 — 100 ⁰С. Аналогично для расходомеров соответственно: 42 110 мм, 20 — 3000 м³/сут, 50 МПа, 120 ⁰С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются безпакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек — 3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД — 2, СТД — 4, СТД — 16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 — 36 мм, чувствительность 0,5 м³/сут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 ⁰С.

В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры — влагомеры ВРГД — 36, «Кобра — 36 РВ», дистанционный прибор ДРМТ — 3 (для измерения давления до 60 МПа и температуры до 180 ⁰С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток — 5» (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 ⁰С, расхода 6 — 60 или 15 — 150 м³/сут и влажности жидкости до 100%, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

2. Расчетная часть Скважина исследована на неустановившемся режиме фильтрации. Результаты исследований:

м_н = 2,2 мПа*сек; в_н = 1,2*10^-9 Па^-1;

в_п = 1,5*10^-10 Па^-1;

Интервал перфорации: 2195 — 2207;

m = 0,15; b_н = 1,253;

с_н.д = 749 кг/м³; d_эк = 146 мм

R_к = 100 м; Т = 33 часа.

Таблица 1. Метод Хорнера.

Рис. 1.

1. Определим коэффициент В:

В =

В = ;

Где Q — дебит, м³/сут;

м — вязкость нефти, мПа*с

h — толщина пласта, м К — проницаемость пласта, м².

2. Определим гидропроводность:

е =

3. Определим проницаемость:

К = ;

4. Рассчитаем коэффициент пьезопроводности:

ч =

m — пористость

5. Определим скин-эффект:

S = 1,15 (= 1,15 (= -3,16

Где Р_з(240) — забойное давление после остановки скважины через 240 сек. Р_пл = 25 МПа;

Метод касательных.

Таблица 2.

Рис. 2.

1. Определим коэффициент В:

В =

В =

2. Определим гидропроводность:

3. Определим проницаемость:

4. Определим пьезопроводность:

5. Определим приведенный радиус:

r_пр = ==0,166 м

6. Определим скин-эффект:

Таблица 3. Метод Чарного.

Рис. 3.

1. Определим коэффициент В:

В =

2. Определим гидропроводность:

3. Определим проницаемость:

4. Определим пьезопроводность:

Скважина исследована методом установившихся отборов на 6 режимах. Результаты исследований приведены в таблице 4.

Таблица 4.

1. По полученным данным строим индикаторную диаграмму:

2. Определим коэффициент продуктивности:

К =

3. Определим проницаемость призабойной зоны:

К =

4. Определим скин-эффект:

Где к₀ — проницаемость пласта.

5. Определим приведенный радиус:

r_пр = r_ce^-(c1+c2+S) = 0,073*e^3,69 = 2,9 м;

6. Определим гидропроводность:

Вывод В данном курсовом проекте рассмотрены такие параметры пласта, как проницаемость призабойной зоны пласта, приведенный радиус скважины, пьезопроводность, гидропроводность (параметр проводимости), коэффициент продуктивности скважины. По этим параметрам был определен характер работы пласта. С помощью метода Хорнера было определено пластовое давление Р_пл. Во всех методах скин-эффект отрицательный, это говорит о том, что призабойная зона скважины не загрязнена.

Список использованной литературы гидродинамический пласт пьезопроводность продуктивность

1. Бойко В. С., «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» 1990 г.

2. Мищенко И. Т., «Скважинная добыча нефти» 2003 г.

3. Лекции по дисциплине «Скважинная добыча нефти»

4. В. И. Щуров, «Техника и технология добыча» .1983 г.