Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

1-3 / РГР РНиГМ

.docx
Скачиваний:
36
Добавлен:
11.03.2016
Размер:
140.89 Кб
Скачать

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) ρн = 0,941 г/см3; вязкость жидкости в пластовых условиях μн = 7,42 мПа*с; объёмный коэффициент bн = 1,09; коэффициент сжимаемости жидкости βн = 0,001019 1/МПа; коэффициент сжимаемости горной породы βг.п = 0,00000715 1/МПа; эффективная мощность пласта h=14,8 м; коэффициент пористости m = 0,107; Q0 = 63 м3/сут; Т = 1982 часа

Таблица 1 – Хронология промысловых работ

Дата

Часы

Минуты

Рзтр, кгс/см2

Ртр, кгс/см2

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

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

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)

, (2.4)

 р3 и р30 - соответственно текущее и начальное забойные давле­ния (до остановки скважины), МПа; t-время восстановления давления,c; Qc -дебит скважины до остановки,м3/с; рат-абсолютное атмосферное давление, МПа; c - коэффициент пьезопроводности,м2/с; m-пористость, доли единицы; b - коэф­фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле ста­ционарного притока в скважине.

Приведенный радиус скважины:

 ,                     (2.5)

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

,                         (2.6)

где k1 - проницаемость призабойной зоны радиусом Ro; Си С2-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.

Рисунок 1 - Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в ко­ординатах p32 от lgt

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

Параметр проводимости:

, (2.7)

  При известных вязкости и эффективной толщине пласта h значение проницаемости:

,   (2.8)

При известном коэффициенте b:

,  (2.9)

При известном коэффициенте пьезопроводности c:

, (2.10)

Согласно формуле  (2.6)    коэффициент  С   характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия.  Если C>0 то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значе­ний коэффициентов  С  по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

 

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:

, (2.1)

где, Рз(t) – давление на забое скважины, МПа; t – текущее время восстановления давления, сек; a иb – коэффициенты.

КВД строят в координатах Р2з от lg t (рис.6.2) и по графику определяют коэффициенты a и b. Для этого выделяют на графике прямолинейный участок и проводят к нему касательную прямую. Тангенс угла наклона касательной равен b, а отрезок, отсекаемый касательной на оси ординат, равен a. По найденным a и b рассчитывают параметры пласта. Параметр проводимости пласта рассчитывают по формуле:

, (2.2)

где, k – проницаемость пласта, дарси; h – эффективная мощность пласта, м; m – вязкость газа, сП; Q – дебит скважины перед остановкой; z – коэффициент сверхсжимаемости; Рат – атмосферное давление; Тпл – пластовая температура, К; Тст – температура при стандартных условиях, 293 К .

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

, (2.3)

где, T – время работы скважины перед снятием КВД; РПЛ – 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 P2З от lg [(T + t) / t)] и по углу наклона прямолинейного участка определяют коэффициент b (рис.6.3). Метод позволяет определить пластовое давление. Для этого надо продолжить КВД до значения lg [(T + t) / t)] = 0 и точка пересечения прямой с осью P2З даст значение квадрата 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:

, (2.4)

 

Для определения αи βКВД строят в координатах lg ( P2ПЛ - P2З) от t, находят коэффициенты α1и β1 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, Рзатр – затрубное давление, кгс/см2; Нсип =1665 – отметка середины интервала перфорации, м; Ндин – отметка динамического уровня, м; ρн – 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/см2

Рзтр, кгс/см2

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