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
3 Заказ № 1131
65
ление жидкости в скважину некоторое время продолжается за счет сжатия газа в НКД и подъема уровня в затрубном пространстве. Поступающая в скважину жидкость, уходя из пласта не поднимает в нем давление. Поэтому в начальный период после остановки скважины замеренное забойное давление ниже, чем согласно (2.47). Со временем приток в скважину уменьшается, и, когда он становится пренебрежимо мал, экспериментальная кривая выходит на прямую, соответствующую (2.47) в полулогарифмических координатах. Чем меньше проницаемость пласта, тем больше времени нужно для выхода экспериментальных точек на прямую линию. Если проницаемость пласта мала, а вязкость жидкости значительна, то время выхода на прямую может оказаться очень большим. В таких случаях при обработке данных исследования применяют методы, учитывающие приток жидкости после остановки скважины [14, 29]. Если скважину закрывают на забое, а это обычно происходит при испытании пласта, то отклонение от линейного закона на начальном участке КВД объясняется нарушением свойств призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта.
По существу имеются два метода исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации.
Метод однократного изменения режима работы скважины. Это пуск простаивающей скважины с постоянным дебитом или остановка скважины, работавшей на установившемся режиме, снятие кривой изменения давления и обработка ее в координатах Ар—lg t.
Метод двукратного изменения режима. Обычно это пуск долго простаивающей или пробуренной скважины с постоянным дебитом, отработка ее в течение времени, меньшем, чем нужно для достижения воронкой депрессии границ зоны дренирования этой скважины, и затем ее остановка. Обычно записывают в обрабатывают вторую кривую изменения давления в координатах р (t) или Ар—
lg [(Т + + t)!t], где Т — время работы скважины; t — текущее время восстановления давления.
Следует отметить, что теория упругого режима позволяет обрабатывать данные исследования скважин и при более сложном, произвольном изменении режима работы скважины.
■"*. Задача 2.25. При помощи комплекта испытательного инструмента был испытан пласт в интервале 2445—2510 м. Диаметр скважины 0,15 м. Время притока 4 ч, дебит перед закрытием 9,5 м3/ч, накопленная добыча 35 м3 дегазированной нефти. Время восстановления давления 4 ч. Давление на забое перед закрытием скважины 27,3 МПа, давление насыщения 20,4 МПа. Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения 1,8, вязкость нефти в пластовых условиях 0,8 мПа-с, коэффициент сжимаемости нефти 4-10-9 1/Па, коэффициент сжимаемости породы 10_1° 1/Па. Определить пластовое давление, свойства продуктивного пласта, потерю давления на преодоление дополнительных сопротивлений фильтрации в призабойной зоне. В табл. 2.4 приведены данные исследования и результаты обработки кривой восстановления давления.
66
Следует отметить, что теория упругого режима позволяет обрабатывать данные исследования скважин и при более сложном, произвольном изменении режима работы скважины.
■"*. Задача 2.25. При помощи комплекта испытательного инструмента был испытан пласт в интервале 2445—2510 м. Диаметр скважины 0,15 м. Время притока 4 ч, дебит перед закрытием 9,5 м3/ч, накопленная добыча 35 м3 дегазированной нефти. Время восстановления давления 4 ч. Давление на забое перед закрытием скважины 27,3 МПа, давление насыщения 20,4 МПа. Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения 1,8, вязкость нефти в пластовых условиях 0,8 мПа-с, коэффициент сжимаемости нефти 4-10-9 1/Па, коэффициент сжимаемости породы 10_1° 1/Па. Определить пластовое давление, свойства продуктивного пласта, потерю давления на преодоление дополнительных сопротивлений фильтрации в призабойной зоне. В табл. 2.4 приведены данные исследования и результаты обработки кривой восстановления давления.
66
| ^заб’ МПа | i, с | 1Т+М | UUT+tVt] | рэаб' МПа | t, С | <74-0/1 | 1& [<Г+1)Д] |
| 28,045 | 300 | 45,20 | 1,655 | 28,260 | 5 400 | 3,46 | 0,539 |
| 28,112 | 600 | 23,10 | 1,364 | 28,284 | 7 200 | 2,84 | 0,454 |
| 28,155 | 900 | 15,73 | 1,197 | 28,285 | 9 000 | 2,47 | 0,393 |
| 28,190 | 1500 | 9,84 | 0,993 | 28,295 | 10 800 | 2,23 | 0,348 |
| 28,220 | 2400 | 6,52 | 0,815 | 28,300 | 12 600 | 2,05 | 0,312 |
| 28,240 | 3600 | 4,68 | 0,671 | 28,305 | 14 400 | 1,92 | 0,283 |
Решение. Произведено двукратное изменение режима работы скважины. Данные исследования обрабатывают по методу Хорнера в координатах рзаб (t) и lg l(T + t)/t],
Рзаб = Рпл - I2,3[(Г + 0/<]. (2-48)
Определим расчетное время Т работы скважины с постоянным дебитом
Т = 2Q/Q — 35/9,5 = 3 ч 41 мин = 13 260 с.
Используя данные табл. 2.4, нанесем экспериментальные точки (рис. 2.18). Угловой коэффициент прямой определяем из равенства
i=(Хаб - p;a6)/{ig [(т+ох] - ig [(г+0/0) =
= (28,18 - 28,01)/(1 — 2) = — 0,17 МПа. (2.49)
Продолжая прямую до пересечения с осью ординат, получим значение пластового давления: рпл = 28,35 МПа.
Найдем объемный коэффициент нефти при пластовом давлении. При давлении насыщения 1 мэ дегазированной нефти занимает объем 1,8 м3. При повышении давления этот объем вследствие сжимаемости нефти уменьшится на А У
AV = УРнДр = 1,8-4-10-9 (28,35 — 20,40)- 10е = 0,06 м3.
Объемный коэффициент нефти при пластовом давлении
Ьн = 6Н (р„ас) — д W1 = 1,8 — 0,06/1 = 1,74.
Определим коэффициент гидропроводности из равенства
i = 2,3
Шц = 2,30йн/(4ш) = 2,3-9,5-1,74/(3600-4-3,14-0,17 -106) =
= 4,95 10—9 м3/(Па-с).
По данным каротажных диаграмм, эффективная толщина в исследуемом интервале h = 38 м. Проницаемость продуктивного пласта •
k = (Шц) (р/й) = 4,95 ■ 10-9 - 0,8 • 10-3/38 = 0,104 • 10
12 м2.
При расчете коэффициента пьезопроводности примем, что коэффициент сжимаемости пористой среды равен коэффициенту сжи-
67
рзаЪ,МПа
Рис. 2.18. Кривая восстановления давления в координатах p3ag и lg [(Г + + t)!t\
маемости породы, пористость продуктивного пласта равна 10 % и = k/[\i (mpH + рс)] = 0,104 ■ 10-12/[0,8 ■ 10
3 (0,1 • 4 • 10
9 + К)-10)] =
— 0,26 м2/са
Показатель скин-эффекта или суммарный коэффициент дополнительных потерь давления в призабойной зоне определяем по формуле
S = 1.15 [(р,аб (60) - Р8аб 0)Ц - lg О Л2) - 2; 13], (2.51)
где рзаб (60) — забойное давление через 60 с после остановки скважины (см. рис. 2.18); рзаб о— забойное давление на установившемся режиме
S = 1,15 [(27,95 — 27,30)/0,17 — lg (0,26/0,0752) — 2,13] = 0,03.
Потери давления на преодоление дополнительных сопротивлений в призабойной зоне в соответствии с (2.10) и (2.50)
Дрдоп = 1'S/1,15 = 0,17 0,03/1,15 = 0,0044 МПа (2.52)
Относительные дополнительные потери
г) = 100Дрдоп/(рп — Рзабо) = 100-0,0044/(28,35 - 27,30) = 0,42 %.
Потери на дополнительные сопротивления в призабойной зоне пренебрежимо малы, качество вскрытия продуктивного пласта очень хорошее.
Сделаем некоторые общие замечания, касающиеся обработки данных исследования скважин при неустановившемся режиме работы.
-
Если цель исследований только определение коэффициентов гидропроводности и проницаемости пласта, то обработку данных
68
исследования можно вести в любой размерности времени. Действительно, эти два параметра зависят от уклона i линейного участка КВД, а при определении углового коэффициента по (2.49) или
-
в знаменателе находится разность логарифмов времени или отношения времени, т. е. в конечном счете всегда логарифм отношения времени.
При определении 5 или приведенного радиуса на основании исследования скважины при обработке данных масштаб времени нужно брать в соответствии с размерностью коэффициента пьезопроводности. Если размерность и — [м2/с], то при обработке данных исследования время берут в секундах, а приведенный радиус скважины получат в метрах. Если время взять в часах, то при определении 5 или г0 размерность х— [м2/ч].
-
Различные виды дополнительных сопротивлений в призабойной зоне не могут влиять на свойства продуктивного пласта на удалении от скважины, а следовательно, и на уклон линейного участка КВД. С ростом несовершенства скважины линейный участок КВД в координатах Ар—lg t или lg [(Г + t)/t ] смещается вверх, а угловой коэффициент остается постоянным.
-
По (2.51) можно определить не только суммарный коэффициент дополнительных потерь, но коэффициент, обусловленный только изменением проницаемости. Для этого нужно знать коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия, определить приведенный радиус г0 с учетом этих коэффициентов и в (2.51) вместо гс подставить г0. Тогда при линейном законе фильтрации по (2.51) получим коэффициент дополнительных сопротивлений за счет изменения проницаемости в призабойной зоне.
-
Как коэффициенты несовершенства скважины, так и приведенный радиус характеризуют дополнительные сопротивления фильтрации жидкости в призабойной зоне, вызванные той или иной причиной [см. формулу (2.5)]. Более того, эти параметры взаимосвязаны, т. е. зная один, можно легко определить другой [см. формулу (2.6)].
Задача 2.26. Скважину из бурения вводят в эксплуатацию фонтанным способом. После отработки в течение 12 ч на штуцере 16 мм скважина закрыта для снятия КВД. Дебит перед закрытием Q = 240 т/'сут, накопленная добыча 82 т. Данные расшифровки картограммы скважинного манометра и расчетные данные, необходимые для построения КВД, сведены в табл. 2.5.
Определить пластовое давление, свойства продуктивного пласта, потери давления на преодоление дополнительных сопротивлений в призабойной зоне при следующих исходных данных: эффективная толщина пласта 24 м; радиус скважины по долоту 0,124 м; коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия 1,8 и 3,0; плотность дегазированной нефти 820 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях 1 мПа-с; объемный коэффициент нефти 1,4; коэффициент сжимаемости нефти 1,5-10
9
Т = 2Q/Q — 35/9,5 = 3 ч 41 мин = 13 260 с.
Используя данные табл. 2.4, нанесем экспериментальные точки (рис. 2.18). Угловой коэффициент прямой определяем из равенства
i=(Хаб - p;a6)/{ig [(т+ох] - ig [(г+0/0) =
= (28,18 - 28,01)/(1 — 2) = — 0,17 МПа. (2.49)
Продолжая прямую до пересечения с осью ординат, получим значение пластового давления: рпл = 28,35 МПа.
Найдем объемный коэффициент нефти при пластовом давлении. При давлении насыщения 1 мэ дегазированной нефти занимает объем 1,8 м3. При повышении давления этот объем вследствие сжимаемости нефти уменьшится на А У
AV = УРнДр = 1,8-4-10-9 (28,35 — 20,40)- 10е = 0,06 м3.
Объемный коэффициент нефти при пластовом давлении
Ьн = 6Н (р„ас) — д W1 = 1,8 — 0,06/1 = 1,74.
Определим коэффициент гидропроводности из равенства
i = 2,3
Шц = 2,30йн/(4ш) = 2,3-9,5-1,74/(3600-4-3,14-0,17 -106) =
= 4,95 10—9 м3/(Па-с).
По данным каротажных диаграмм, эффективная толщина в исследуемом интервале h = 38 м. Проницаемость продуктивного пласта •
k = (Шц) (р/й) = 4,95 ■ 10-9 - 0,8 • 10-3/38 = 0,104 • 10
12 м2.
При расчете коэффициента пьезопроводности примем, что коэффициент сжимаемости пористой среды равен коэффициенту сжи-
67
рзаЪ,МПа
Рис. 2.18. Кривая восстановления давления в координатах p3ag и lg [(Г + + t)!t\
маемости породы, пористость продуктивного пласта равна 10 % и = k/[\i (mpH + рс)] = 0,104 ■ 10-12/[0,8 ■ 10
3 (0,1 • 4 • 10
Используя данные табл. 2.4, нанесем экспериментальные точки (рис. 2.18). Угловой коэффициент прямой определяем из равенства
i=(Хаб - p;a6)/{ig [(т+ох] - ig [(г+0/0) =
= (28,18 - 28,01)/(1 — 2) = — 0,17 МПа. (2.49)
Продолжая прямую до пересечения с осью ординат, получим значение пластового давления: рпл = 28,35 МПа.
Найдем объемный коэффициент нефти при пластовом давлении. При давлении насыщения 1 мэ дегазированной нефти занимает объем 1,8 м3. При повышении давления этот объем вследствие сжимаемости нефти уменьшится на А У
AV = УРнДр = 1,8-4-10-9 (28,35 — 20,40)- 10е = 0,06 м3.
Объемный коэффициент нефти при пластовом давлении
Ьн = 6Н (р„ас) — д W1 = 1,8 — 0,06/1 = 1,74.
Определим коэффициент гидропроводности из равенства
i = 2,3
= 4,95 10—9 м3/(Па-с).
По данным каротажных диаграмм, эффективная толщина в исследуемом интервале h = 38 м. Проницаемость продуктивного пласта •
k = (Шц) (р/й) = 4,95 ■ 10-9 - 0,8 • 10-3/38 = 0,104 • 10
Если цель исследований только определение коэффициентов гидропроводности и проницаемости пласта, то обработку данных
в знаменателе находится разность логарифмов времени или отношения времени, т. е. в конечном счете всегда логарифм отношения времени.
Различные виды дополнительных сопротивлений в призабойной зоне не могут влиять на свойства продуктивного пласта на удалении от скважины, а следовательно, и на уклон линейного участка КВД. С ростом несовершенства скважины линейный участок КВД в координатах Ар—lg t или lg [(Г + t)/t ] смещается вверх, а угловой коэффициент остается постоянным.
По (2.51) можно определить не только суммарный коэффициент дополнительных потерь, но коэффициент, обусловленный только изменением проницаемости. Для этого нужно знать коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия, определить приведенный радиус г0 с учетом этих коэффициентов и в (2.51) вместо гс подставить г0. Тогда при линейном законе фильтрации по (2.51) получим коэффициент дополнительных сопротивлений за счет изменения проницаемости в призабойной зоне.
Как коэффициенты несовершенства скважины, так и приведенный радиус характеризуют дополнительные сопротивления фильтрации жидкости в призабойной зоне, вызванные той или иной причиной [см. формулу (2.5)]. Более того, эти параметры взаимосвязаны, т. е. зная один, можно легко определить другой [см. формулу (2.6)].
1 /Па; коэффициент сжимаемости пористой среды 10_1° 1 /Па; пористость коллектора 15 %.
69
69
| t, мин | рзаб' МПа | (T+t)/t | ig [(Т +1 )Ц] | t, МИН | рзаб* МПа | (T+W | lg [(Т+О/П |
| 0 | 20,30 | ТС1 | | 30 | 21,50 | 17,4 | 1,241 |
| 1 | 21,08 | 493,0 | 2,693 | 45 | 21,55 | 11,9 | 1,077 |
| 2 | 21,26 | 247,0 | 2,393 | 60 | 21,59 | 9,2 | 0,964 |
| 3 | 21,32 | 165,0 | 2,217 | 90 | 21,64 | 6,47 | 0,811 |
| 4 | 21,34 | 124,0 | 2,093 | 120 | 21,68 | 5,10 | 0,708 |
| 5 | 21,36 | 99,4 | 1,997 | 180 | 21,71 | 3,73 | 0,572 |
| 7 | 21,37 | 71,3 | 1,853 | 240 | 21,74 | 3,05 | 0,484 |
| 10 | 21,39 | 50,2 | 1,701 | 360 | 21,78 | 2,37 | 0,374 |
| 15 | 21,42 | 33,8 | 1,529 | 480 | 21,80 | 2,02 | 0,306 |
| 20 | 21,44 | 25,6 | 1,408 | 600 | 21,82 | 1,82 | 0,260 |
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |