Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
определенную по (2.3), где вместо гс используют приведенный радиус скважины, учитывающий несовершенство скважины по сте­пени и (или) характеру вскрытия и в (2.14) вместо гс — также при­веденный радиус скважины.

Задача 2.11. Определить среднюю проницаемость приза­бойной зоны, если ее радиус г = 0,3; 0,6; 0,9 м. Скважина совер­шенна по степени и характеру вскрытия; гс = 0,15 м; RK = 300 м. При обработке КВД была получена проницаемость kQ = 0,32 мкм2,





38





при обработке данных исследования методом установившихся от­боров проницаемость k = 0,18 мкм2.

Решение. По (2.14) находим коэффициент дополнительных потерь депрессии по проницаемости

Са = l(kolk) - 1] In (RK/rc) = [(0,32/0,18) — 1] In (300/0,15) = 5,9.

По графикам (см. рис. 2.7) определяем, что для г/гс = 2, 4 и 6 значения kjkг будут соответственно 8,5; 5,4; 4,3. Для радиусов призабойной зоны г
= 0,3; 0,6 и 0,9 м проницаемость ее будет соответственно 0,038; 0,059 и 0,074 мкм2.

Задача 2.12. Определить относительные потери давления на преодоление дополнительных сопротивлений различных видов в призабойной зоне скважины. Скважина расположена во втором эксплуатационном ряду. Расстояние между рядами 600 м, между скважинами в ряду 600 м. Радиус скважины по долоту гс — 0,15 м. Продуктивный пласт однороден, его толщина 21 м, степень вскры­тия 12 отверстий на 1 м, диаметр отверстий 11 мм, глубина 30 мм. На скважине проведены гидродинамические исследования обоих видов. При обработке КВД получена проницаемость 0,22 мкм2. Индикаторная линия прямая. Проницаемость призабойной зоны, определенная без учета несовершенства скважины, 0,08 мкм2.

Решение. Для определения дополнительных потерь дав­ления в призабойной зоне вследствие нарушения линейного закона фильтрации индикаторную кривую перестраивают в координатах Q/Ap—Ар, определяют коэффициент продуктивности. Затем на­ходят депрессию, при которой работала бы скважина с дебитом Q при отсутствии инерционных сил. Сравнивая эту депрессию с фак­тической, определяют дополнительные потери на преодоление инерционных сил, а затем по формуле типа (2.10) находят коэффи­циент дополнительных потерь депрессии из-за нарушения линей­ности закона фильтрации.

Задача 2.13. Фонтанная скважина исследована методом установившихся отборов на трех режимах. Диаметры штуцера, де­биты скважины и соответствующие им забойные давления, заме­ренные скважинным манометром, приведены ниже.

Диаметр штуцера, мм Q, т/сут Рзаб’ МПа Ар, МПа



Определить коэффициент проницаемости призабойной зоны и от­носительную потерю депрессии на преодоление дополнительных сопротивлений различных видов в призабойной зоне.

Исходные данные: эффективная толщина пласта Л = 10 м; сред­нее расстояние между скважинами 500 м; радиус скважины по до­лоту гс = 0,124 м; плотность дегазированной нефти рнд = = 850 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях р,„ = 1,5 мПа-с; объемный коэффициент нефти Ьн = 1,3; коэффициенты несовер­шенства скважины по степени и характеру вскрытия Сх = 1,2;


3,6

4.0

5.0


25,2

42.0

63.0


17,52

17,04

16,44


0,68

1,16

1,76


39



Рис. 2.8. Индикаторная линия, по-
строенная по данным исследования
скважины


С2 = 7,9. Скважина исследована
также при неустановившемся ре-
жиме. Пластовое давление 8,2
МПа, проницаемость пласта, полу-
ченная при обработке КВД, k0 =
= 0,785 мкм2.

Решение. Зная пластовое и забойные давления, находим
депрессию при каждом режиме эксплуатации, строим индикатор-
ную линию (рис. 2.8). Беря значение дебита при депрессии в 1 МПа,
определяем коэффициент продуктивности К = Q/&P =

= 36 т/(сут-МПа).

По (2.3) получим проницаемость призабойной зоны

k = [(/С*ц/(р„д2лА)1 Пп (Дк/'с) + Ci + С21 =

— 36- 103- 10—с ■ 1,3-1,5-10—3 / 250

850 - 86400 -2-3,14- 10 V 0,124


9,1 ) = 0,254-10-12





Определим коэффициент дополнительных сопротивлений по прони­цаемости (2.14)


С


3 —





Rk

Гс


+ Ci -f- С,) = ^


0,785-10 12 0,254-10-12


О


X


X


(,п


250

0,124





34,9.


Потерю депрессии т] (%) на различные виды дополнительных со­противлений в призабойной зоне определяем по (2.12). Потери, вызванные несовершенством по степени вскрытия


гц


10064

In (RKlrc) + Ci + С2 + С3


100-1,2

7,6+ 1,2 + 7,9 + 34,9


= 2,3% •


Потери на преодоление дополнительных сопротивлений вследст­вие несовершенства скважин по характеру вскрытия г)2 = 15,3 %, вследствие ухудшения проницаемости в призабойной зоне ti3 = = 67,7 %. Таким образом, коэффициент полезного использова­ния депрессии в данной скважине ri0 равен всего 14,7%. В подобных случаях необходимо воздействие на призабойную зону.

Задача 2.14. Фонтанная скважина исследована методом установившихся отборов на четырех режимах (табл. 2.1).

Определить коэффициенты проницаемости и гидропроводности призабойной зоны и относительный расход депрессии на дополни­тельнее сопротивления различных видов в призабойной зоне.

Исходные данные: эффективная толщина пласта 12 м; радиус зоны дренирования скважины RK « 200 м; радиус скважины по долоту 0,124 м; плотность дегазированной нефти 840 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях 1,2 мПа-с; объемный коэффициент


40




<з. .

т/сут
^заб>

МПа
Др,

МПа
Др/Q.

МПасут/т
Чс и
ЧкМ- %
ч«. %

34
18,84
1,16
0,034
35,3
40,5
24,2

66
17,43
2,57
0,039
30,7
35,4
33,9

108
14,71
5,29
0,049
24,4
28,4
47,2

150
11,45
8,55
0,057
21,1
24,5
54,4


Решение. По результатам исследования (см. табл. 2.1) по­строена индикаторная линия (рис. 2.9). Она оказалась выпуклой к оси дебитов. Так как в процессе исследований забойные давления выше давления насыщения, сделано предположение, что причиной искривления индикаторной линии является нарушение линейности закона фильтрации.

Результаты обработки данных исследования скважин при не­линейном законе фильтрации позволяют получить уравнение инди­каторной линии как в двухчленной, так и степенной форме.

Чаще данные исследования обрабатывают по двухчленной фор­муле

A p = AQ + BQ*, (2.16)

которая дает возможность определить свойства призабойной зоны пласта. В (2.16) первое слагаемое в правой части — потери деп­рессии на трение при фильтрации жидкости в пористой среде, второе — инерционные потери. Если инерционные потери малы и вторым членом можно пренебречь, то оставшаяся часть уравнения (2.16) является формулой Дюпюи, где коэффициент А —величина, обратная коэффициенту продуктивности.


41



Представив уравнение (2.16) в виде

AplQ = А BQ, (2.17)

можно определить коэффициенты А и В как параметры прямой в координатах Ap/Q и Q.

На рис. 2.10 приведены данные исследования в координатах A p/Q—Q (см. табл. 2.1). Отрезок, отсекаемый прямой на оси A p/Q, дает значение коэффициента А = 0,026 МПа-сут/т, угловой коэффи­циент В = (0,051 —0,03)/( 120—20) = 0,2Ы0-3 МПа-сут2/т2. Определяем коэффициент проницаемости призабойной зоны
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:

2014 biblioonline ru