1-3 / переделанная РГР

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………………… 7

4 Обработка результатов ГДИС методом Хорнера…………………………… 9

Список использованных источников…………………………………………. 13

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 зоны реагирования. Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимости изменения забойного давления в скважине в функции времени после изменения режима ее работы (пуска или остановки).

В основе исследования лежит уравнение пьезопроводности: , (2.1)

где - коэффициент пьезопроводности, м²/с

-время, с.

Для одиночной скважины, расположенной в однородном неограниченном по размерам пласте, насыщенном однородной жидкостью, изменение давления вокруг нее в функции времени и расстояния r может быть записано в виде: , (2.2)

где_ж— плотность пластовой жидкости, кг/м³;

— коэффициент упругоемкости, м²/Н

Второе слагаемое в правой части (1.2) представляет собой инерционный член.

Пренебрегая инерционным членом в (1.2) получим уравнение Фурье: (2.3)

Графически изменение давления и дебита скважины до остановки ее в момент времени t₀ представлено на рисунке 1; Р(Т) — изменение давления в период времени Т работы скважины с постоянным дебитом Q. Начиная с момента t₀, за период времени t (время остановки скважины) на забое скважины забойное давление P_заб(t) восстанавливается, что видно из фиксируемой кривой восстановления забойного давления (КВД). Запишем следующие соотношения : (2.4) (2.5)

где Р(Т) — давление, с которым бы работала скважина в период времени t (время остановки), если бы не была остановлена на исследование (на рис. 1 показано штриховой линией); Р_пл — пластовое давление; P_заб(t) — изменение забойного давления после остановки скважины на исследование.

В результате решения уравнения (1.3) получаем: , (2.6)

где Q — постоянный дебит, с которым работала скважина в течение времени Т до остановки ;

b — объемный коэффициент пластовой жидкости (нефти);

E_i— обозначение экспоненциальной интегральной функции, обычно табулируемой.

Рисунок 1- Исследование скважины при нестационарном режиме исследования

После некоторых преобразований получаем окончательную формулу:

(1.7)

Все методические видоизменения этих исследований объединяются общим названием −обработка кривых восстановления давления. При их проведении во всех случаях скважину приходится останавливать, нередко на несколько суток. В настоящее время применяются приборы, позволяющие регистрировать изменение устьевого и забойного давлений с интервалом в секунду в течение 12 ч. Серийно выпускаются расходомеры для непрерывного замера дебитов жидкостей и газов.

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОБРАБОТКИ КВД 

Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье. Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует так называемую кривую восстановления забойного давления (КВД). Восстановление давления в скважине контролируется по манометрам на устье скважины и на затрубном пространстве соответственно Р_у и Р_зат. Стабилизация указанных параметров, наступающая через определенное время, свидетельствует о практически восстановленном забойном давлении до пластового и на этом исследование заканчивается. Глубинный манометр извлекается из скважины и на основании бланка регистрации забойного давления строится зависимость восстановления забойного давления в функции времени - КВД (рисунок 2 а).

Рисунок 2- Кривые восстановления давления в добывающей (а) и нагнетательной (б) скважинах

Логарифмическую зависимость (2.7) можно линеаризовать, записав её в следующем виде:

(3.1)

Экстраполяция линейной части КВД до пересечения с осью P(t) дает численную величину отрезка А : (3.2)

Угол наклона α прямолинейного участка КВД характеризует угловой коэффициент:

(3.3)

Причина появления нелинейной части участка КВД: Остановка скважины производится не на забое (что технически трудно реализуемо), а на устье, и связана с продолжающимся притоком флюида из пласта в скважину после ее остановки. Так как нефть содержит растворенный газ, то этот газ при Р<Рнас. выделяется в скважине и формирует газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь, являясь средой сжимаемой, с ростом забойного давления после остановки скважины сжимается, вследствие чего возможен приток продукции из пласта в скважину. Начальный участок КВД (иногда значительный по времени) не может быть использован для интерпретации результатовМетод 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.

 

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