Для этого можно взять любую точку на индикаторной линии. Например, при Ар — 3,7 МПа имеем
Кп= Q/Ap = 250/3,7 f=a 68 т/сутМПа.
Зная коэффициент продуктивности скважин, можно определить коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта по формуле
* = w ( 2'31g - ^ + c ) - |
(lv -3) |
Подставляя значения величин в формулу (IV.3), получим коэф фициент проницаемости
k = |
68 - 10“ в-1,3 -1,2 -10“ 3 |
86 400-2-3,14-10-0,85 |
- 0,4331СГ12 м2.
Метод определения проницаемости призабойной зоны скважины по коэффициенту продуктивности имеет большое практическое значение. Однако этим методом можно пользоваться только при условии, когда р3 > ртс и когда нефть безводная.
Теперь найдем подвижность нефти k/\х и гидропроводность пласта kh/yi
%= 0,433 -10“12/1,2-10~3 = 0,362-10"9 м2/Па-с;
kh/\i = 0,433 •1(Г1210/1,2 - 10"3 = 3,62 •К Г9 м3/Па •с.
Задача 25. Глубиннонасосная скважина исследована на приток при трех установившихся режимах ее работы, которые получены путем изменения длины хода полированного штока насосной установки. Для каждого режима при помощи эхолота замерены дебит и динамический уровень. Требуется определить коэффи циент продуктивности скважины.
Данные исследования скважины приведены в табл. IV.2.
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
IV .2 |
|
Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации |
|
|||||
Режим |
Дебит |
Динамический |
Статический |
|
Депрессия |
|
уровень |
м |
|||||
работы |
жидкости Q, |
(от устья) |
уровень /гст> |
Ah = h„—hr. , |
||
скважины |
т/сут |
|
|
|
Д |
ст’ |
V м |
|
|
м ст. жид. |
|||
|
|
|
|
|
|
|
I |
3,0 |
590 |
500 |
|
90 |
|
II |
5,5 |
670 |
500 |
|
170 |
|
III |
8,5 |
760 |
500 |
|
260 |
|
39
По данным табл. IV.2 строим индикаторную линию (рис. IV .4). Нулевая точка соответствует положению статического уровня. В этом случае уравнение полученной индикаторной линии имеет вид
Q = K n ( K ~ hст). т/сут.
Коэффициент продуктивности скважины равен
Кп = Q!(hA- Яст) = 5,5/(670 - 500) = 0,032 т/(сут-м).
Следовательно, уравнение притока исследуемой скважины имеет вид
Q = 0,032 (Яд — 500), т/сут.
Исследование глубиннонасосных скважин путем замера дина мических уровней жидкости ограничивается газовым фактором, который по опытным данным не должен быть выше 50 м3/т. При бо лее высоком газовом факторе изменение положения динамического уровня в скважине не соответствует изменению дебита, так как в этом случае верхняя часть затрубного пространства занята
газонефтяной смесью пе ременной плотности.
|
|
|
|
|
Задача |
26. |
Фонтанная |
||||
|
|
|
|
|
скважина |
исследована на |
|||||
|
|
|
|
|
приток |
при шести разных |
|||||
|
|
|
|
|
режимах |
|
ее |
работы путем |
|||
|
|
|
|
|
установки |
штуцеров раз |
|||||
|
|
|
|
|
ного диаметра. |
Забойные |
|||||
|
|
|
|
|
давления замерялись глу |
||||||
|
|
|
|
|
бинным |
регистрирующим |
|||||
|
|
|
|
|
манометром. |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
Исходные данные: пла |
||||||
|
|
|
|
|
стовое |
|
давление |
рпЛ = |
|||
|
|
|
|
|
16,85 |
МПа; |
давление на |
||||
Рис. IV.4. Индикаторная |
линия |
Q = |
f (Д/i) сыщения рнас = |
12,5 МПа; |
|||||||
|
|
R K = |
|
|
расстояние |
от |
скважины |
||||
до |
контура питания |
250 |
м; |
эффективная |
мощность |
пласта |
|||||
h = |
15 м; радиус забоя скважины |
(по долоту) гс = |
12,4 см; вяз |
||||||||
кость нефти в пластовых условиях (х = 1,1 мПа-с; объемный коэф фициент нефти Ьн = 1,4; относительная плотность нефти р = = 0,82; общий коэффициент, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, С = 11.
Требуется определить коэффициенты двучленного уравнения притоков, коэффициент проницаемости призабойной зоны сква жины, подвижность нефти и гидропроводность пласта.
Данные |
исследования |
скважины приведены |
в табл. IV.3. |
|
По данным табл. IV |
.3 строим индикаторную линию (рис. IV.5). |
|||
Получилась |
выпуклая |
к |
оси дебитов кривая. |
Следовательно, |
4 0
Т а б л и д а IV.3
Данные исследования скважины при стационарных режимах фильтрации
Режимы |
Забойное |
Депрессия Др, |
Дебит нефти |
AP/Q. |
фонтани |
||||
рования |
давление ра, |
МПа |
Q, т/сут |
кПа •сут/т |
скважины |
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
I |
10,13 |
0,72 |
19 |
38 |
II |
15,41 |
1,44 |
32 |
45 |
III |
14,81 |
2,00 |
40 |
50 |
|
|
|
£ Q I = 9 1 |
E < V Q ,) = |
|
|
|
|
= 133 |
IV |
14,10 |
2,75 |
50 |
55 |
V |
13,31 |
3,54 |
59 |
60 |
VI |
11,67 |
3,18 |
75 |
69 |
|
|
|
Ц < ? ,1 = 184 |
У11(A/?/Q)JI = |
фильтрация жидкости в пласте происходит по нелинейному закону, который выражается двучленной формулой
Ap = aQ-\-bQ\ (IV.4)
В формуле (IV .4) первый член правой части аО выражает по тери напора за счет трения жидкости, которые пропорциональны
Ap/Q , кПа-сут/т
Рис. |
IV.5. Индикаторная линия Q = |
Рис. IV.6. Индикаторная линия Q = |
= f |
(Ар) |
= f (AP/Q) |
вязкости жидкости и дебиту в первой степени. Второй член bQ2, выражает потери напора, обусловленные инерционными свой ствами жидкости, пропорциональные ее плотности и дебиту во вто рой степени.
По данным табл. IV.3 строим индикаторнукГлинию в коорди
натах Q — Ap/Q (рис. |
IV.6). Получилась прямая, уравнение |
которой |
|
AplQ = a-\-bQ. |
(I V . 5) |
41
Эта прямая отсекает на оси ординат отрезок а. Тангенс угла наклона ее к оси дебитов равен Ъ.
Как видно из рис. IV.6, отрезок а = 28 кПа-сут/т.
Для более точного определения коэффициента b разобьем шесть режимов исследования скважин на две группы (по три режима в каждой группе) и найдем суммарные значения Q и Ap/Q для каждой группы (см. графы 4 и 5 в табл. IV.3). По сумме значе
ний этих |
параметров |
находим |
коэффициент b из выражения |
|||
Ь |
S |
(дя/^),, — S |
I |
, |
(184— 133) 103 |
548. |
|
S Q ,I - 2 « |
I |
+ |
18491 |
||
|
|
|
||||
Следовательно, уравнение притока нефти к скважине имеет вид
Ар - |
28 Q00Q + 548Q2, Па. |
|
|
|
(IV.6) |
|||
Определим |
коэффициент |
проницаемости |
призабойной зоны |
|||||
по формуле |
|
|
|
|
|
|
||
k |
(s ,3 ig -& - + c ) |
|
|
|
|
(IV.7) |
||
|
о2яЛ |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
k |
«.«•I,bW-“ ( 2 ,3 l g ^ |
- + |
l l ) |
= |
0,1535-10"12 M2. |
|||
28 000-86 400-0,82-2-3,14-15 |
||||||||
|
|
|
|
|||||
Определим |
параметр подвижности |
|
нефти |
|
||||
|
0,1535-10~1а/ 1,Ы (Г 3 = |
139,5-10-12 м2/Па-с. |
||||||
Найдем гндропроводность |
пласта |
|
|
|
||||
ЛЛ/р |
0,153510 1а15/1,1 - 10'3 = 2,09-10 '9 |
м3/Па-с. |
||||||
Э&дта 27. Скважина, оборудованная центробежным погруж ным электронасосом ЭЦН8-700-300, исследована на приток.
Содержание воды в жидкости 99,5% , газа очень мало, плот ность жидкости рж — 1000 кг/м3. Статический уровень жидкости Лет — 1S0 и.
Требуется построить индикаторную линию н определить коэф фициент продуктивности скважины.
Исследование скважин, эксплуатируемых центробежными электронасосами, основано на свойстве этих насосов прп одинако вых числе оборотов, вязкости и фазовом составе откачиваемой тазожадкостной шеек развивать при закрытой выкидной линии (режим нулевой подачи) одинаковый напор. Этот напор склады вается из двух величин: высоты подъема жидкости от статического уровня до устья скважины и манометрического давления на устье перед задвижкой*
Режим работы скважины меняют от большего дебита к мень шему путем уменьшения проходного сечения задвижки или смены штуцера па выкидной днпнп..
4Й