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

Решение. При исследовании данной скважины как продолжительность ее работы, так и время восстановления давления достаточно малы, чтобы утверждать, что зона нарушения режима не достигла границ зоны дренирования скважины ни во время ее работы, ни при снятии КВД. Поэтому для обработки данных исследования воспользуемся методом Хорнера.

Определяем расчетное время работы скважины

Т = HQ/Q ^ 82-24-60 240 = 492 мин.

Рассчитываем параметр lg [(Т + t)/t] (см. табл. 2.5), строим (см. рис. 2.17) кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах. КВД имеет два линейных участка: ближайший к скважине с угловым коэффициентом Д, более удаленный /₂. Начальный участок КВД не является прямой линией вследствие притока жидкости в скважину после закрытия ее на устье.

Определяем уклон линейных участков

гД = (21,36 — 21,23)/(2 —3) -= —0,13 МПа; г₂ = (21,90 — 21,58)/(0 — 1) = —0,32 МПа.

Продолжением линейного участка с уклоном i₂ до пересечения с осью ординат определяем пластовое давление р_пл = 21,90 МПа.

Два линейных участка на КВД можно объяснить тем, что продуктивный пласт состоит из двух зон с разными средними гидродинамическими характеристиками: гидропроводностями

2,3Qb„ 2,3-240- Ю³-1,4

4.111 ^_ 820-86 400-4-3,14-0,13- 10⁶

2,3Qb„ 2,3-240-10³-1,4

4л!₂ 820-86400-4-3,14-0,32-10⁵

6,68-10 ⁹ м³/(Па-с),

2,71 -10-® м³,(Па-с),

70

коэффициентами проницаемости

k_x =(ШцЬ-(ц/Л) = 6,68-10—“• 1 -10—³/24 = 0,278-К)-¹² м²,

= 0,113-10-¹² м²,

коэффициентами пьезопроводности

X, =й₁/[ц(тр„+ р,:)] = 0,278-10-¹²/[10-³ (0,15-1,5-ю-³+ Ю-¹⁰)] =

= 0,86 м²,'с = 51,6 м²/мин, х₂ = 0,35 м²/с.

Радиус внутренней зоны оценим по (2.21):

R = 2 УхТГ = 2 л/51,6-16,07 да 58 м,

где — определено по графику (см. рис. 2.18), на котором точка пересечения прямых соответствует lg [(Т + Ч)/^] = 1,5. Для оценки R в неоднородном пласте нет смысла использовать более точные зависимости.

Для определения коэффициента С₃ дополнительных потерь давления в призабойной зоне, вызванных изменением ее проницаемости, воспользуемся (2.51). Для этого в (2.51) вместо радиуса скважины нужно использовать приведенный радиус, учитывающий коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия и отклонение режима фильтрации от линейного. Индикаторные линии соседних скважин, работавших с близкими дебитами, были прямыми, поэтому можно принять, что и в исследуемой скважине инерционные потери отсутствуют и С₄ = 0. Определим приведенный радиус г₀

r₀= r_c exp [ — (Ci + С₂)1 = 0,124 ехр [ — (1,8 + 3)1 = 1,02-10^-3 м.

В (2.51) последний член в скобках является численным выражением lg 2,25 t, где t = 60 с. При обработке результатов исследования скважины масштаб времени взят в минутах, поэтому для t = 1 мин, lg 2,25^ = 0,35.

Определим коэффициент дополнительных потерь по проницаемости

S = с₃ = 1,15 [(р_заб (1) -_{Рзаб 0})Д, - lg (,/r₀²) - 0,35] =

= 1,15 {(21,27- 19,90)/0,13 — lg [51,6/(1,02- 10у³)²] — 0,35} =2,86.

Потери давления в призабойной зоне на преодоление дополнительных сопротивлений

Др_дС1 = ijCJ* 1,15 = 0,13-1,8/1,15 = 0,203 МПа; Ар_дС2 = 0,339 МПа; Лр_лСЗ = hSI 1,15 = 0,13- 2,86/1,15 = 0,323 МПа.

Относительные дополнительные потери Т]_С1 = 10,2 %; г,£₂ =17,0 % ;

Т1_С3 = 100Лр_дСз/(рп — Рзаб о) = 100 -0,323/(21,90— 19,90) = 16,2 %.

Итак, только 56,6 % депрессии расходуется на движение нефти в пористой среде. Остальная энергия тратится на преодоление сопротивлений в призабойной зоне. Что касается потерь, вызванных

71

i, с	^ЛРзаб’ ^МПа	lg i	Л С	Др_заб, МПа	Igf
60	0,21	1,778	3 600	2,85	3,556
120	0,45	2,079	5 400	2,95	3,732
180	0,67	2,255	7 200	2,99	3,857
300	1,10	2,477	10 800	3,02	4,033
600	1,80	2,778	14 400	3,05	4,158
1200	2,35	3,079	18 000	3,07	4,255
1800	2,55	3,255	25 200	3,10	4,401
2700	2,75	3,431	36 000	3,15	4,556

Уклон линейного участка КВД

<' = (Лрзаб1-ДРзаб₂)/(18б-!§У = (3,26 - 2,07)/(5 — 0) = 0,24 МПа.

(2.53)

Продолжение линейного участка отсекает на оси Ар отрезок А = 2,07 МПа.

72

Гидропроводность продуктивного пласта

khl\i = 2,36/(4iti) = 2,3-80-10³ ■ 1,2/(850-86 400-4-3,14 0,24-10⁶) =

= 10-³ м³/(Па-с).

Коэффициент проницаемости k = (feft/p) (ц/А) = 10—®-2,7-10-³/8 =0,338-10¹² m².

Коэффициент пьезопроводности

и = Л/[ц (три + Рс)] = 0,338-10^_12/[2,7- Ю-³ (0,2-9,5- Ю-¹⁰ + 2- Ю-

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:










2014 biblioonline ru