1-3 / РГР РНиГМ
.docx
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 |
|
||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||
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; С1 и 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 α1 и β1 КВД 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 |