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
27
Рис. 1.3. Зависимость вязкости водонефтяной эмульсии от обводненности при скоростях сдвига (с—1), равных 81 (кривые 1—6), 437 (кривые /'—б')'1312 (кривые 1"—6") и вязкости дисперсионной среды
(мПа-с), равных 3 (кривые 6, 6', 6"), 5 (кривые 5, 5', 5"), 8 (кривые 4, 4’, 4"), 11 (кривые 3, 3', 3"-), 15 (кривые 2, 2', 2"), 21 (кривые 1, 1', 1")
где В —коэффициент,
который определяется
в зависимости от па-
раметра А:
В = цн, если Л^1;
В = 4ц„, если
А> 1.
Графический метод
2° 41} во во пв,% [18 ] основан на ис-
пользовании реологи-
ческой кривой вязкости эмульсии в функции массовой доли воды пв
(%), скорости сдвига и вязкости дисперсионной среды при определен-
ной дисперсности системы (рис. 1.3). График на рис. 1.3 может быть
использован для ориентировочной оценки кажущейся вязкости
эмульсии любого типа с дисперсностью порядка 10 мкм (10_3 см)
(что характерно для эмульсии, образующейся в фонтанных^ и газ-
лифтных скважинах) при изменении вязкости дисперсионной среды
от 3 до 21 мПа-e и скорости сдвига от 80 до 1300 1/с.
Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии типа (Н/В) также может быть оценена как расчетным путем [24], так и графически [18]. (рис. 1.3, кривая А) с учетом положения точки инверсии фаз эмульсии при соответствующих условиях (геометрическим наложением всех точек инверсии является пунктирная линия).
Расчетный способ [24] определения вязкости эмульсии типа (Н/В) основывается на использовании следующей зависимости:
Рэ= Цв 103-2('-рв). (1.90)
Задача 1.6. Определить плотность и кажущуюся динамическую вязкость водонефтяной смеси, образующейся в процессе фонтанирования скважины, при р = рнас = 9,2 МПа и Т = 313 К. Дебит скважины при стандартных условиях Q«CT = 150 м3/сут; массовая расходная доля воды в продукции скважины пв = 0,2; диаметр колонны насосно-компрессорных труб, которой оборудо
0
28
вана скважина, Dr = 0,0635 м; плотность нефти при стандартных условиях рнст = 868 кг/м3; физические свойства фаз продукции при заданных р и Т*\ плотность нефти рн = 818,3 кг/м3, воды рв = 1089,9 кг/м3; вязкость нефти рн = 2,84 мПа-с, воды рв = = 0,96 мПа-с; объемный коэффициент нефти Ьп = 1,146, воды Ьв = 1,0034.
Решение. Последовательно определяют.
-
Объемную расходную долю воды в смеси при стандартных условиях по (1.67)
Рв ст = 0.2Д0.2 + (1 — 0,2) 1089,5/868] = 0,166.
-
Объемные расходы нефти и воды при заданных р и Т по (1.68) и (1.69)
<ЭН= 150-1,146 (1 — 0,166)/86400 = 1,659-10“3 м3/с;
Рв = 150-1,0034 0,166/86400 = 2,892-10-4 м3/с.
-
Объемную расходную долю воды в смеси при заданных р и Т по (1.70)
Рв = 2,892-10-4/(2,892-104 + 1,659- Ю"3) = 0,148.
-
Скорость потока водонефтяной смеси в сечении трубы при р = 9,2 МПа и Т = 313 К по (1.71)
шсм = (1,659-10-3 + 2,892-10-4)/(0,785-0,0635«) =0,615 м/с.
-
Критическую скорость смеси по (1.72)
о/см кр = 0,487 \f 9,81 ■ 0,0635 = 0,384 м/с.
-
Структуру потока водонефтяной смеси по результатам расчета Wcu и Wcm кр И их соотношения.
Так как wCM>wCMKp, структура потока эмульсионная.
-
Критическую скорость эмульсии по (1.83)
шэкр = 0,064-560,148 9 81 -0,0635 = 0,092м/с.
-
Тип водонефтяной эмульсии по результатам расчета pBi ^см и w3 кр и их соотношения.
Так как рв < 0,5 и wCM>w3 кр эмульсия типа вода в нефти (В/Н).
-
Плотность водонефтяной эмульсии по (1.86)
Рвн = 818,3(1 —0,148) + 1089,9-0,148 = 858,5 кг/м3.
-
Скорость сдвига потока эмульсии по (1.87)
шсд = 8-0,615/0,635 =77,5 1/с.
-
Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на кажущуюся вязкость эмульсии по (1.88)
А = (1 + 20-0,1482)/77,50'48 0-148 = 1,056.
* Данные взяты по результатам решения задач 1.4 и 1.5. -
29
л
-
Кажущуюся динамическую вязкость, которая при А>1 определяется по (1.89)
рэ - 1,056-2,84(1 ■+• 2,9-0,148)/( 1 —0,148) = 5,03 мПа-е.
Аналогичный результат получается при графическом методе определения |хэ (см. рис. 1.3, кривая 6).
-
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
Исследования на нефтяных месторождениях проводятся для получения данных о продуктивном пласте, насыщающих его жидкостях, а также о скважинах для установления рационального режима разработки месторождения, дальнейшего его контроля и корректировки.
Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При гидродинамических методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения движения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта. При исследованиях геофизических материалов и кернов мы получаем' данные, характеризующие свойства пласта в отдельных точках скважин. Для усреднения этих данных используются определенные гипотезы и предположения.
Для выбора оборудования и установления оптимального режима работы скважин при различных способах эксплуатации достаточно иметь индикаторную кривую данной скважины, а если эта линия прямая, то значение коэффициента продуктивности, то есть, для решения этой задачи нужно провести исследование скважины методом установившихся отборов.
При решении задач, связанных с оценкой качества освоения скважин, обоснованием методов воздействия на призабойную зону пластов и оценкой эффективности этого воздействия, необходимо проведение обоих видов гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившихся режимах фильтрации. Кроме того, часто возникает необходимость получения профиля притока или приемистости скважины, определения литологического состава и свойств породы-коллектора, физических свойств насыщающих жидкостей.
Принято считать, что исследования скважин при неустановившемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов. При обработке кривой восстановления давления (КВД) получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, опреде
30
ляют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус сква-
жины, оценивают коэффициент дополнительных потерь давления
(показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и при-
ближенный коэффициент продуктивности скважины.
При обработке данных исследования методом установившихся
отборов определяют коэффициент продуктивности и пластовое дав-
ление, оценивают приближенно гидропроводность и проницаемость
в призабойной зоне.
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ
ОТБОРОВ
В результате исследований строится индикаторная линия, про-
стейший вид которой показан на рис. 2.1. Взяв на индикаторной
прямой произвольно две точки, определяют коэффициент продук-
тивности скважины:
K = (Q2-QiW*«-pI*)- (2-1)
Дальнейший расчет ведется по формуле Дюпюи:
Q = [2яkh (рпл -Рзаб)№р (In (Як/'с) + С)]. (2.2)
где Q — объемный дебит жидкости в поверхностных условиях;
b — объемный коэффициент жидкости; р, — вязкость жидкости;
Рпл — пластовое давление; рзаб — давление на забое при устано-
вившемся режиме работы скважины с дебитом Q; h — вскрытая
(перфорированная) толщина пласта (если снят профиль притока,
то работающая толщина пласта); RK — расстояние от скважины,
на котором давление равно р„л; гс — радиус скважины; С — ко-
эффициент несовершенства скважины; k — проницаемость приза-
бойной зоны скважины:
k = \Kb]x\n{RKlra)]l(2nh), (2.3)
где г0 = гс€
с — приведенный радиус несовершенной скважины.
Проницаемость, определенная по (2.3), считается проницаемостью
призабойной зоны, непосредственно
находящейся около стенок скважины
и изменившейся при бурении и ра-
боте скважины в результате проник-
новения в пласт бурового раствора
или его фильтрата либо вследствие
образования трещин и выноса части-
чек породы. Основанием для этого
является то, что при определении
проницаемости пользуются коэффици-
ентом продуктивности, а значительная
доля депрессии при работе скважины
на установившемся режиме расхо-
дуется вблизи ее, где скорость филь-
трации больше, чем на удалении от
скважины.
Язаб
Рис. 2.1. Индикаторная прямая Q = / (рзаб)
31
Задача 2.1. Определить долю депрессии, расходующейся в радиусе 1 м от центра совершенной скважины, вскрывшей пласт с проницаемостью k, причем свойства пласта в призабойной зоне не нарушены. RK = 200 м, гс = 0,1 м.
Решение. Запишем формулу Дюпюи для перепада давления на участках от RK до гс и от г до гс:
Q . 2nfe/i (рп„ — рзаб) р 2nkh (р — рзаб)
6(i In (RJrc) ’ bjj. In (r/rc)
Приравнивая правые части, получим уравнение депрессионной воронки (изменение давления вокруг скважины)
(Рпл — Рзаб)/1п (Як/Гс) = (Р — Рзаб)/1п (г/гс). (2.4)
Доля изменения депрессии в зоне пласта радиусом г = 1м определится так
Р — Рзаб _ In (г/гс) In (1/0,1) 3
Рпл—Рзаб 1п(Як/Гс) In (200/0,1)
Таким образом, 30 % депрессии тратится вблизи скважины в кольцевой зоне шириной 90 см. Если свойства пласта в призабойной зоне ухудшены, затраты депрессии будут больше.
Задача 2.2. Определить долю депрессии при г = 0,2; 0,5; 5 и 10 м для условий предыдущей задачи.
Задача 2.3. Выполнить расчеты для условий предыдущей задачи для несовершенной скважины при С = 10 и С = 100.
При исследовании методом установившихся отборов можно определить приближенную проницаемость в зоне скважины, не искаженную при ее бурении и эксплуатации. Для этого нужно учесть дополнительные сопротивления, возникающие при фильтрации в призабойной зоне за счет несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия, а также вызванные изменением свойств пласта в призабойной зоне и нарушением линейного закона фильтрации жидкости.
По аналогии с коэффициентами несовершенства скважины по степени Cj и характеру С2 вскрытия можно ввести коэффициенты, обусловливающие дополнительные потери давления вследствие изменения проницаемости С3 и нарушения линейности закона фильтрации С4. В отличие от первых трех, последний коэффициент является функцией дебита. При малых дебитах он может быть пренебрежимо мал, с увеличением дебита при определенных свойствах коллектора проявление инерционных сил становится существенным. О наличии дополнительных сопротивлений за счет нарушения линейности закона фильтрации можно судить по искривлению индикаторной линии выпуклостью к оси дебитов (рис. 2.2). Метод обработки таких индикаторных диаграмм будет рассмотрен ниже.
Общий коэффициент дополнительных потерь 5 является суммой коэффициентов:
•S = Ci -f- С2 -f- С3 С*. (2'5)
32
29
л
-
Кажущуюся динамическую вязкость, которая при А>1 определяется по (1.89)
рэ - 1,056-2,84(1 ■+• 2,9-0,148)/( 1 —0,148) = 5,03 мПа-е.
Аналогичный результат получается при графическом методе определения |хэ (см. рис. 1.3, кривая 6).
-
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
Исследования на нефтяных месторождениях проводятся для получения данных о продуктивном пласте, насыщающих его жидкостях, а также о скважинах для установления рационального режима разработки месторождения, дальнейшего его контроля и корректировки.
Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При гидродинамических методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения движения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта. При исследованиях геофизических материалов и кернов мы получаем' данные, характеризующие свойства пласта в отдельных точках скважин. Для усреднения этих данных используются определенные гипотезы и предположения.
Для выбора оборудования и установления оптимального режима работы скважин при различных способах эксплуатации достаточно иметь индикаторную кривую данной скважины, а если эта линия прямая, то значение коэффициента продуктивности, то есть, для решения этой задачи нужно провести исследование скважины методом установившихся отборов.
При решении задач, связанных с оценкой качества освоения скважин, обоснованием методов воздействия на призабойную зону пластов и оценкой эффективности этого воздействия, необходимо проведение обоих видов гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившихся режимах фильтрации. Кроме того, часто возникает необходимость получения профиля притока или приемистости скважины, определения литологического состава и свойств породы-коллектора, физических свойств насыщающих жидкостей.
Принято считать, что исследования скважин при неустановившемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов. При обработке кривой восстановления давления (КВД) получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, опреде
30
ляют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус сква-
жины, оценивают коэффициент дополнительных потерь давления
(показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и при-
ближенный коэффициент продуктивности скважины.
При обработке данных исследования методом установившихся
отборов определяют коэффициент продуктивности и пластовое дав-
ление, оценивают приближенно гидропроводность и проницаемость
в призабойной зоне.
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ
ОТБОРОВ
В результате исследований строится индикаторная линия, про-
стейший вид которой показан на рис. 2.1. Взяв на индикаторной
прямой произвольно две точки, определяют коэффициент продук-
тивности скважины:
K = (Q2-QiW*«-pI*)- (2-1)
Дальнейший расчет ведется по формуле Дюпюи:
Q = [2яkh (рпл -Рзаб)№р (In (Як/'с) + С)]. (2.2)
где Q — объемный дебит жидкости в поверхностных условиях;
b — объемный коэффициент жидкости; р, — вязкость жидкости;
Рпл — пластовое давление; рзаб — давление на забое при устано-
вившемся режиме работы скважины с дебитом Q; h — вскрытая
(перфорированная) толщина пласта (если снят профиль притока,
то работающая толщина пласта); RK — расстояние от скважины,
на котором давление равно р„л; гс — радиус скважины; С — ко-
эффициент несовершенства скважины; k — проницаемость приза-
бойной зоны скважины:
k = \Kb]x\n{RKlra)]l(2nh), (2.3)
где г0 = гс€
| | Й | | ||||
| | | | | */ г | «0 | |
| | | |||||
| | | | ||||
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |