1-3 / РГР РНиГМ (2)

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»

Бурения скважин, разработки нефтяных и газовых скважин

(наименование кафедры)

Воронин Александр Александрович

(фамилия, имя, отчество студента)

Институт

Н и Г

курс

3

группа

4

131000.62 Нефтегазовое дело (код и наименование направления подготовки/специальности)

РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА

По дисциплине

Основы разработки и эксплуатации нефтегазовых

месторождений

На тему

Интерпретация результатов гидродинамических исследований

(наименование темы)

(ГДИС) на нестационарном режиме. Метод Хорнера.

(номер и наименование программы подготовки)

Отметка о зачёте

(дата)

Руководитель

доцент, к.т.н.

Л.Н. Иконникова

(должность)

(подпись)

(инициалы, фамилия)

(дата)

Архангельск 2015

ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ

ОГЛАВЛЕНИЕ

1 Исходные данные…………………………………………………………...…. 4

2 Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации………. 5

3 Технологические основы исследования и обработки КВД………………… 8

4 Обработка результатов ГДИС методом Хорнера………………………….. 11

Список использованных источников…………………………………………. 15

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ВАРИАНТ 4

Плотность жидкости при пластовых условиях (с учётом обводнённости) ρ_н = 0,941 г/см³; вязкость жидкости в пластовых условиях μ_н = 7,42 мПа*с; объёмный коэффициент b_н = 1,09; коэффициент сжимаемости жидкости β_н = 0,001019 1/МПа; коэффициент сжимаемости горной породы β_г.п = 0,00000715 1/МПа; эффективная мощность пласта h=14,8 м; коэффициент пористости m = 0,107; Q₀ = 63 м³/сут; Т = 1982 часа, r_c=0,1 м

Таблица 1 – Хронология промысловых работ

Дата	Часы	Минуты	Рзтр, кгс/см^2	Ртр, кгс/см^2	Ндин, а.о.м
	10	50	16,3	6,0	445
	10	55	16,6	6,0	441
	11	0	16,8	6,1	438
	11	10	17,0	6,2	430
	11	20	17,2	6,3	406
	11	30	17,4	6,5	394
	14	30	17,8	7,7	280
	15	0	18,0	7,9	268
	16	0	18,1	7,9	250
	18	0	18,1	8,0	223
05.11.04	9	0	19,9	8,9	134
	10	0	20,0	8,9	130
	11	0	20,1	9,0	128
	14	0	20,5	9,1	118
	16	0	20,8	8,9	113
	18	0	21,0	9,0	108
06.11.04	8	0	22,5	9,3	83
	10	0	22,8	9,3	80
	11	0	22,9	9,3	79
	14	0	23,2	9,3	75
	16	0	23,5	9,2	72
	18	0	24,0	9,2	70
07.11.04	8	0	25,6	9,3	55
	10	0	25,8	9,3	54
	12	0	26,0	9,3	53
	14	0	26,3	9,3	51
	15	0	26,5	9,3	50
	16	0	26,5	9,3	50
	17	0	26,6	9,3	50

2 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зон реагирования. Всяко изменение режим работ скважин сопровождается перераспределение давления вокруг неё и зависит от пьезопроводности зон реагирования. Исследование заключается в получении зависимости изменения забойного давления Р_заб в скважин в функции времен t Р_заб = f(t) после изменения режим её работы (пуска или остановки).

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время

С целью получения исходных данных для обработки кривых на­растания  и  стабилизации давления  скважину  пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую измене­ния нарастания давления на головке и в затрубном простран­стве в зависимости от времени.

Полученную кривую нарастания забойного давления обра­батывают по формуле:

, (2.1)

где  , (2.2)

, (2.3)

 

Приведенный радиус скважины:

 ,                     (2.4)

где C - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабой­ной зоны).

Рисунок 1 - Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в координатах p₃ от lgt

По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен  B, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный A.  По полученным значениям A и B находят  следующие  параметры пласта.

Параметр гидропроводности:

, (2.5)

  При известных  вязкости и эффективной толщине пласта h значение проницаемости:

,   (2.6)

Коэффициент пьезопроводности можно найти по формуле :

, (2.7)

Cкин – фактор по формуле:

, (2.8)

 

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОБРАБОТКИ КВД 

Метод снятия кривой восстановления давления (КВД) после закрытия скважины позволяет определить проводимость, пьезопроводность, пористость пласта, а также выявить зоны с резко выраженной неоднородностью, находящиеся в области дренирования скважины.

  Перед началом исследования методом КВД скважина должна работать с некоторым установившимся дебитом и забойным (устьевым) давлением. Если скважина перед закрытием на снятие КВД работала с частой сменой неустановившихся режимов, то необходимо фиксировать указанные параметры на всех режимах работы и остановок, предшествующих снятию КВД. После этого закрывают скважину и регистрируют изменение давления на забое (устье), а также изменение температуры газа. Чтобы избежать влияние процессов в стволе скважины на форму КВД, желательно проводить замеры КВД на забое с помощью глубинных приборов.

  Для обработки КВД существует несколько методов. При решении уравнения, описывающего процесс восстановления давления, используется два вида условий: бесконечный пласт и ограниченный пласт с постоянным давлением на контуре. Формулы, полученные для бесконечного пласта, применяются в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.

Метод обработка КВД для бесконечного пласта в зависит от условий работы скважины до остановки. Если время работы скважины Т до снятия КВД больше времени восстановления давления t (T ³ t), КВД обрабатывается по формуле:

, (3.1)

Где t – текущее время восстановления давления, сек; a и b – коэффициенты.

КВД строят в координатах Р_з от lg t и по графику определяют коэффициенты А и В. Для этого выделяют на графике прямолинейный участок и проводят к нему касательную прямую. Тангенс угла наклона касательной равен В, а отрезок, отсекаемый касательной на оси ординат, равен А. По найденным А и В рассчитывают параметры пласта. Параметр гидропроводности пласта рассчитывают по формуле:

, (3.2)

где, k – проницаемость пласта, дарси; h – эффективная мощность пласта, м;; q – дебит скважины перед остановкой.

Если время работы скважины Т до снятия КВД меньше времени восстановления давления t (T + t), КВД обрабатывается по формуле:

, (3.3)

где, T – время работы скважины перед снятием КВД; Р_ПЛ – пластовое давление.

Применение формулы (1.1) в этом случае искажает конечный участок КВД и может привести к ошибочным результатам при расчете параметров пласта.

КВД строят в координатах P_з  от lg [(T + t) / t)] и по углу наклона прямолинейного участка определяют коэффициент В. Метод позволяет определить пластовое давление. Для этого надо продолжить КВД до значения lg [(T + t) / t)] = 0 и точка пересечения прямой с осью P_З даст значение пластового давления.

 

Рисунок 2 – Кривая восстановления давления

 

Если в процессе исследования скважины на ее поведении сказываются условия на границе пласта, то обработка КВД проводится по формуле для ограниченного пласта:

, (3.4)

 

Для определения А и В  КВД строят в координатах lg ( P_ПЛ - P_З) от t, находят коэффициенты А и В и определяют параметры пласта.

4 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ГДИС МЕТОДОМ ХОРНЕРА

4.1 Интерпретируем таблицу 1 с исходными данными

Найдём время в секундах и приведём затрубное давление к середине интервала перфорации по формуле:

, (4.1)

где, Р_затр – затрубное давление, кгс/см²; Н_сип =1665 – отметка середины интервала перфорации, м; Н_дин – отметка динамического уровня, м; ρ_н – средняя плотность нефти по стволу скважины, г/см³.

Пример расчёта:

Остальные результаты расчётов приведены в таблице 2.

Дата	Часы	Минуты	Время t,c	Ртр, кгс/см^2	Рзтр, кгс/см^2	Ндин, а.о.м	Рзаб, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8
	10	50	0	16,3	6,0	445	11,847
	10	55	300	16,6	6,0	441	11,884
	11	0	600	16,8	6,1	438	11,921
	11	10	1200	17,0	6,2	430	12,005
	11	20	1800	17,2	6,3	406	12,236
	11	30	2400	17,4	6,5	394	12,366
	14	30	13200	17,8	7,7	280	13,536
	15	0	15000	18,0	7,9	268	13,666
	16	0	18600	18,1	7,9	250	13,832
	18	0	25800	18,1	8,0	223	14,091
05.11.04	9	0	79800	19,9	8,9	134	15,001
	10	0	83400	20,0	8,9	130	15,038
	11	0	88800	20,1	9,0	128	15,066
	14	0	97800	20,5	9,1	118	15,168
	16	0	105000	20,8	8,9	113	15,195
	18	0	112200	21,0	9,0	108	15,251
06.11.04	8	0	162600	22,5	9,3	83	15,511
	10	0	169800	22,8	9,3	80	15,538
	11	0	173400	22,9	9,3	79	15,548