Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
k = Ьнц \n(RJrc)!(A2nh) = 1,3-1,2-10—3In (200/0,124)-103/(0,026-106 X 840-86400-2-3,14 12) = 0,081 -К)-12 м2.
Находим гидропроводность пласта
feft/p = 0,081 10—12-12/(1,2-10—3) = 0,81-К)-9 м3/Па с.
Рассчитываем суммарный коэффициент несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия и по проницаемости
Cl, 2, 3
feo Л in _Rk_ = / 0,175-1012
k J П
200
0,124
8,58.
При линейном законе фильтрации индикаторная линия была бы прямой с угловым коэффициентом, равным коэффициенту продуктивности. Для исследованной скважины
К = МА = 1/0,026 =38,5 т/(сут-МПа),
индикаторная прямая, соответствующая рассчитанному коэффициенту продуктивности нанесена на рис. 2.9.
Для дебита 150 т/сут изменение депрессии вследствие нарушения линейности закона фильтрации определим как разность между фактической депрессией и рассчитанной для коэффициента продуктивности К Ар4 = Арф—Арр = 8,55—3,90 = 4,65 МПа. Коэффициент дополнительных потерь давления, вызванный нарушением линейности закона фильтрации, определим из уравнения
APnt=-[Q^bJ(2nkah)]Cl. (2.18)
с 2nk0hApl 2-3,14 0,175-IQ"12-12-4,65-106-840-86400 4_ Q\ibH " 150-103-1,2-10—3-1,3 _ ’
Относительные потери депрессии находим по (2.12). Потери вследствие нелинейности закона фильтрации
100С4 100-19,01 ■
Т)4 = = ==54,4%,
In (RJr
c) + Ci 2 з+С4 7,39 + 8,58 + 19,01
вследствие несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия и по проницаемости t]1i2i3 = 24,5 % и собственно на сопротивления при фильтрации жидкости в продуктивном пласте т)0 = = 21,1 %.
42
Задачу по определению т) можно решить и по-другому, непосредственно определить г)4 = 100 Ар4/Арф (см. рис. 2.9), а значение 100 Дрр/Арф распределить между ii1>2,3 и г)„ пропорционально величинам Cli2i3 и In (RJrc).
Расчетные значения сведены в табл. 2.1. Как видно из табл. 2.1, дополнительные потери депрессии при нарушении линейности закона фильтрации могут быть значительными и их удельный вес возрастает с увеличением дебита.
В разобранных задачах интерпретировали данные исследования безводных скважин. Методом установившихся отборов широко исследуют и обводненные скважины, в результате чего строят индикаторную линию, если она оказывается прямой, определяют коэффициент продуктивности скважины. Проницаемость призабойной зоны обычно не определяют ввиду низкой точности результатов расчетов.
С ростом обводненности коэффициенты продуктивности скважин обычно сначала понижаются, так как суммарная фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной, более того, возрастает фиктивная вязкость движущегося в призабойной зоне двухфазного потока. Оценить эту фиктивную вязкость с достаточной точностью очень трудно. Поэтому при обработке данных исследования обводненных скважин сразу определяется коэффициент гидропроводности
Шц = [ КЬ1(2л) ] [ In (RK/rc) + S], (2.19)
вследствие несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия и по проницаемости t]1i2i3 = 24,5 % и собственно на сопротивления при фильтрации жидкости в продуктивном пласте т)0 = = 21,1 %.
42
Задачу по определению т) можно решить и по-другому, непосредственно определить г)4 = 100 Ар4/Арф (см. рис. 2.9), а значение 100 Дрр/Арф распределить между ii1>2,3 и г)„ пропорционально величинам Cli2i3 и In (RJrc).
Расчетные значения сведены в табл. 2.1. Как видно из табл. 2.1, дополнительные потери депрессии при нарушении линейности закона фильтрации могут быть значительными и их удельный вес возрастает с увеличением дебита.
В разобранных задачах интерпретировали данные исследования безводных скважин. Методом установившихся отборов широко исследуют и обводненные скважины, в результате чего строят индикаторную линию, если она оказывается прямой, определяют коэффициент продуктивности скважины. Проницаемость призабойной зоны обычно не определяют ввиду низкой точности результатов расчетов.
С ростом обводненности коэффициенты продуктивности скважин обычно сначала понижаются, так как суммарная фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной, более того, возрастает фиктивная вязкость движущегося в призабойной зоне двухфазного потока. Оценить эту фиктивную вязкость с достаточной точностью очень трудно. Поэтому при обработке данных исследования обводненных скважин сразу определяется коэффициент гидропроводности
Шц = [ КЬ1(2л) ] [ In (RK/rc) + S], (2.19)
где b — объемный коэффициент жидкости (смеси нефти и воды).
Для приблизительной оценки проницаемости призабойной зоны при фильтрации в пласте газированной жидкости данные исследования скважин методом установившихся отборов обрабатывают, используя функцию С. А. Христиановича [14].
Необходимо отметить, что довольно редки случаи, когда эксплуатационный объект представлен единым монолитным примерно однородным по свойствам пластом. Чаще всего он состоит из отдельных пропластков с различной гидропроводностью, более или менее изолированных друг от друга. Часто в один эксплуатационный объект входят продуктивные пласты, разделенные непроницаемыми породами большой толщины. Совместная эксплуатация этих пластов и пропластков в одной скважине создает условия перетоков жидкости из одного пропластка в другой. Неконтролируемые перетоки приводят к ухудшению свойств призабойной зоны отдельных пропластков, т. е. к уменьшению производительности скважин, а также к уменьшению коэффициента нефтеотдачи.
На рис. 2.11 приведены индикаторные линии эксплуатационного объекта, состоящего из двух пластов (пропластков). На рис. 2.11, а оба пропластка имеют одно и то же пластовое давление, приведенное к некоторому определенному уровню, перетоки отсутствуют при работе скважины с любой депрессией и после восстановления давления в остановленной скважине, коэффициент
43
а
6
Рис. 2.11. Индикаторные линии объекта, состоящего из двух пропластков:
— с одинаковыми приведенными пластовыми давлениями Рпл1 = Рпл2; б — с различ- ИЫМИ
РПЛ2 > РПЛ1
продуктивности скважины равен сумме коэффициентов продуктивности пропластков. На рис. 2.11, б рассмотрен случай, когда приведенные пластовые давления пропластков не одинаковы (А™ 2>Рпл i)- Здесь также общую индикаторную линию (£) можно получить, суммируя индикаторные линии пропластков (К% = = К1 + Кг), но перетоки между пропластками отсутствуют лишь в работающей скважине, когда забойное давление меньше рпл х. При меньшей депрессии и в остановленной скважине жидкость, поступающая из пласта 2, поглощается пластом 1 частично или полностью.
Следует отметить, что перетоки между пропластками происходят и при равенстве пластовых давлений сразу же после остановки скважины в течение восстановления давления, если проницаемости пропластков различны. После закрытия скважины давление восстанавливается быстрее в пропластке с более высокой проницаемостью, что приводит к перетоку жидкости из скважины в пласт с меньшей проницаемостью. При разработке нефтяных месторождений встречаются оба случая (см. рис. 2.11). При хорошей гидродинамической связи и одинаковых уровнях водонефтяного контакта пропластков в эксплуатационных скважинах приведенные пластовые давления в обоих пропластках будут одинаковы вплоть до начала обводнения одного из них. В обводненных скважинах после их остановки устанавливаются перетоки из верхнего пласта в нижний.
Если пласты не имеют естественной гидродинамической связи, но система ППД у них единая (одновременная закачка воды в оба пласта одними и теми же нагнетательными скважинами), то перетоки в простаивающих эксплуатационных скважинах будут существовать в безводный период эксплуатации из нижнего пласта в верхний.
44
продуктивности скважины равен сумме коэффициентов продуктивности пропластков. На рис. 2.11, б рассмотрен случай, когда приведенные пластовые давления пропластков не одинаковы (А™ 2>Рпл i)- Здесь также общую индикаторную линию (£) можно получить, суммируя индикаторные линии пропластков (К% = = К1 + Кг), но перетоки между пропластками отсутствуют лишь в работающей скважине, когда забойное давление меньше рпл х. При меньшей депрессии и в остановленной скважине жидкость, поступающая из пласта 2, поглощается пластом 1 частично или полностью.
Следует отметить, что перетоки между пропластками происходят и при равенстве пластовых давлений сразу же после остановки скважины в течение восстановления давления, если проницаемости пропластков различны. После закрытия скважины давление восстанавливается быстрее в пропластке с более высокой проницаемостью, что приводит к перетоку жидкости из скважины в пласт с меньшей проницаемостью. При разработке нефтяных месторождений встречаются оба случая (см. рис. 2.11). При хорошей гидродинамической связи и одинаковых уровнях водонефтяного контакта пропластков в эксплуатационных скважинах приведенные пластовые давления в обоих пропластках будут одинаковы вплоть до начала обводнения одного из них. В обводненных скважинах после их остановки устанавливаются перетоки из верхнего пласта в нижний.
Если пласты не имеют естественной гидродинамической связи, но система ППД у них единая (одновременная закачка воды в оба пласта одними и теми же нагнетательными скважинами), то перетоки в простаивающих эксплуатационных скважинах будут существовать в безводный период эксплуатации из нижнего пласта в верхний.
44
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |