Материал: Исследование нефтяной скважины на приток

Исследование скважин - один из основных источников получения достоверной информации, используемой не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки.

Исследование на приток проводилось при стационарной работе скважины на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.

В данном курсовом проекте по результатам исследования нефтяной скважины на приток необходимо рассчитать коэффициенты А и В в уравнении притока жидкости в скважину. Данное уравнение используется для установления режима работы скважины: для расчета забойного давления при заданном дебите и, наоборот, для расчета дебита для заданного забойного давления.

Для расчета выбрана скважина №3 на Царичанском месторождении нефти в Оренбургской области. Эксплуатация ведется механизированным способом с помощью установки УЭЦН.

1. Краткая геологическая характеристика зоны дренируемой скважины

Скважина №3 находится в эксплуатации на пласт Дкт колганской толщи верхнефранского подъяруса верхнего девона. Пласт представлен песчаниками. Песчаники буровато-серые, темно-коричневые до черных, нефтенасыщенные, средней и слабой крепости, пористые (8-13 %), неравномерно известковистые, массивной и пятнисто-полосчатой текстуры из-за неравномерного нефтенасыщения, с прослоями песчаников светло-серых, серых, крепких, плотных и слабо пористых (4-9 %), тонкоплитчатых. Текстура серых песчаников определяется наличием частых нитевидных примазок глинисто-органического материала и тонких прослоев (до 5 мм) аргиллита.

Песчаники мономинеральные кварцевые с редкими зернами полевого шпата и чешуйками слюды. Из акцессорных минералов присутствуют в единичных зернах циркон, турмалин, лейкоксен, рутил. Наблюдаются углефицированные растительные остатки, частично пиритизированные.

Структура песчаников алевропсаммитовая, псаммитовая (мелкозернистая, средне-мелкозернистая, прослоями среднезернистая). Зерна кварца полуокатанные, реже окатанные и угловатые, участками корродированные, размером 0,03-0,35 мм, преобладает 0,1-0,2 мм. Форма зерен изометричная, чаще неправильная.

Цемент по составу глинисто-карбонатный, карбонатный, порового, контактово-порового, участками пленочного типа.

Поры межзерновые, размером 0,02-0,4 мм, преобладают 0,03-0,25 мм.

Тип коллектора поровый.

Известняк коричневато-серый, мелкокристаллический, слабо доломитизированный, крепкий, плотный, с включением ангидрита, с редкими стилолитовыми швами, выполненными глинисто-битуминозным материалом, массивный.

Покрышка пласта Дкт представлена аргиллитами с прослоями алевролитов. Аргиллиты черные, плотные, трещиноватые, неравномерно известковистые, с включениями пирита, тонкослоистые, участками линзовидно-тонкослоистые. Трещины разнонаправленные, от горизонтальных до субвертикальных, без наполнителя. Алевролиты серые, темно-серые, мелкозернистые, крепкие, плотные, неравномерно глинистые, с включениями пирита, неяснослоистые, слоистые.

Коэффициент песчанистости - 0,14. Коэффициент расчлененности - 7,86. Общая толщина пласта составляет 50, 29 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,43 м. Условно подсчетный уровень принят на абсолютной отметке минус 3264 м.

Коллектор характеризуется пористостью 11 % (по данным ГИС), проницаемостью 0,013 мкм², начальной нефтенасыщенностью 76 %.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 766,5 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 8,29 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 114,6 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,25 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м³, газовый фактор 97,9 м³/т, объёмный коэффициент 1,220, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 8,12 мПа×с.

По товарной харфактеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,28 %), смолистая (8,36 %), парафинистая (3,41 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С - 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 8,93 %, метана 56,36 %, этана 15,45 %, пропана 11,42 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 19,00 %, гелия 0,041 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,900.

2. Гидродинамические исследования

.1 Общие сведения

Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.

Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов.

К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамические и дебитометрические исследования скважин.

Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометрических исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся:

. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.

. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:

проницаемость системы;

послойная и зональная неоднородность;

глинистость, песчанистость и др.;

насыщенность.

. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов:

физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);

химический состав флюидов (нефти, газа и воды);

давление и температуру;

давление насыщения;

газонасыщенность и др.

. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор-флюид»:

коэффициент проводимости (гидропроводности) khм;

коэффициент подвижности kм;

коэффициент упругоемкости в*;

(1)

- коэффициент пьезопроводности

ӕ=(k/м)в*. (2)

5. Получение сведений о режиме дренирования:

однофазная или многофазная фильтрация;

наличие газовой шапки;

расположение ВНК и ГНК.

. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).

. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля-Томсона при течении продукции из пласта в скважину.

. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.

. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).

. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.

. Определение основных характеристик скважин:

коэффициент продуктивности (приемистости);

приведенный радиус скважины;

максимально возможный и рациональный дебиты скважины;

коэффициенты обобщенного уравнения притока.

. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении во времени.

Различают два метода гидродинамических исследований скважин:

. Исследование на стационарных режимах работы.

. Исследование на нестационарном режиме.

Эти методы пригодны для исследования любых скважин, независимо от их назначения и способа эксплуатации; изменяется только техника и технология проведения исследований.

Основным методом исследования пластов является метод гидропрослушивания, сущность которого заключается в прослеживании влияния изменения режима работы одной из скважин (возмущающей) на характер изменения давления в других скважинах (реагирующих). Изменение режима работы возмущающей скважины может быть достигнуто одним из следующих способов: остановка ее или пуск в работу с постоянным дебитом (если скважина простаивала); изменение забойного давления (дебита) скважины.

Метод гидропрослушивания базируется на изучении особенностей распространения возмущения в пласте от возмущающей скважины до реагирующих, зависящих не только от самого возмущения, но и от параметров пласта. Точность определения параметров пласта зависит от того, происходят ли какие-либо изменения режима работы скважин, соседних с реагирующими скважинами в процессе исследования, а также от используемой измерительной аппаратуры.

2.2 Исследование скважин на стационарных режимах работы

Этот вид исследования называется исследованием на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Р_заб и устьевого Р_у давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Р_заб,Р_у; дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в, дебит газа Q_г, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента - давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Время перехода одного стационарного режима работы скважины на другой называется временем переходного процесса t , оценка которого может быть произведена следующим образом:

где R - размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м;

- коэффициент пьезопроводности, м²/с.

Следовательно, процессы, обусловленные сменой режима работы скважины, связаны с гидродинамическим перераспределением давления, протекающим со скоростью, определяемой временем переходного процесса . Переходный процесс с одного режима на другой может быть связан и с выделением в призабойной зоне скважины свободного газа (при Р_заб<Р_нас), а также с реологическими свойствами нефти. Для рассмотренных явлений время переходного процесса существенно различно - от нескольких часов до нескольких месяцев.

Таким образом, время перераспределения давления вследствие гидродинамических причин изменяется, как показала практика, от нескольких часов до нескольких суток и зависит от размеров пласта, расстояния до контура питания, коэффициента пьезопроводности, степени изменения давления и др. Как показывает анализ происходящих в системе процессов, время перераспределения давления тем больше, чем больше размеры залежи, чем дальше находится область питания, а также при условии, что в залежи имеется свободный газ или продукция обладает вязкопластичными или вязкоупругими свойствами.

Обычно в реальных условиях стационарные режимы работы скважины могут существовать только теоретически. Фактически наибольшее влияние на работу исследуемой скважины оказывают ближайшие скважины, поэтому не допускается изменение режима работы соседних скважин за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скважины (хотя эти изменения могут происходить неконтролируемо).

Источник: https://www.bibliofond.ru/view.aspx?id=887631

Смотрите также:







Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_-___-~1
_1-тема-СтрМетал
_10_Эмиль Золя для эл версии