Формула коэффициент приемистости скважины

Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов

dark fb.4725bc4eebdb65ca23e89e212ea8a0ea dark vk.71a586ff1b2903f7f61b0a284beb079f dark twitter.51e15b08a51bdf794f88684782916cc0 dark odnoklas.810a90026299a2be30475bf15c20af5b

caret left.c509a6ae019403bf80f96bff00cd87cd

Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис.).

—-image012

При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

По добывающим скважинам выпуклость индикаторной линии к оси дебитов указывает на уменьшение коэффициента продуктивности скв. с увеличением депрессии на забое. Это может быть вызвано нарушением линейного закона фильтрации в прискважинной зоне пласта.

Другой причиной может быть уменьшение проницаемости коллектора при значительном снижении забойного давления вследствие смыкания трещин.

Выпуклость индикаторных линий к оси давлений может быть следствием постепенного включения в процесс фильтрации при снижении забойного давления ранее неработающих частей эффективной толщины пластов.

По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

На искривленном участке инд. кривой коэф. продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скв. при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических условиях.

В геол.-промысловой практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности(приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта:

Куд = К/h

Коэф. продуктивности численно равен тангенсу угла α между индикаторной линией и осью перепада давления: Кпрод = tq α.

image014

3.Коэффициент пьезопроводности(м 2 /с) характеризуетскорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

image016, (м 2 /с)

где kпр коэффициент проницаемости пласта;

μ – вязкость нефти в пластовых условиях

Упругоемкость пласта обуславливается сжимаемостью скелета коллектора и нефти, заполняющей его, и выражается формулой:

Одним из основных факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линейного закона фильтрации. Такое нарушение может быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия.

Исследования скважин при неустановившихся режимах проводят при использовании данных о замере давления, восстановившегося в остановленной или снижающегося после открытия скважин.

image018Если в скважине, длительно эксплуатирующейся при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит, то давление в любой точке пласта, отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии с зависимостью:

= из лек 7.1. = Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

640 1

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).

Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового.

image020

Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Результаты определения коэффициента приемистости приведены па рис. 24 и в таблице к нему. Избыточное давление на устье скважины, при котором раскрылись трещины и началась фильтрация в пласт водного раствора ПАВ, составило, как это отчетливо показано на графике и видно. [17]

Аналогичная динамика коэффициентов приемистости наблюдается по всем исследованным внутриконтурным и законтурным нагнетательным скважинам. Причем, чем выше проницаемость пласта, тем при меньших абсолютных значениях давления нагнетания более интенсивно возрастают коэффициенты приемистости. [18]

При определении коэффициента приемистости обычно ограничиваются замером двух значений расходов воды и двух значений давлений на буфере скважины. При этом коэффициент приемистости определяют по упрощенной формуле. [19]

Только при неравенстве коэффициента приемистости и продуктивности одного и того же пласта могут существовать вогнутые к оси дебита индикаторные линии эксплуатационных скважин. [21]

Анализ показывает, что коэффициент приемистости при закачке раствора ПАВ на 35 % выше, чем при закачке воды, ( при закачке воды-2 0, при закачке ПАВ-27 м3 / су тки. [22]

Формула (6.25) позволяет определить коэффициент приемистости через давления на буфере скважины. [23]

Поданным исследований установлено, что коэффициент приемистости за период закачки воды и раствора ПАВ понизился. [24]

В табл. 35 приведено изменение коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения в зависимости от давления нагнетания. [27]

В табл. 28 приведена динамика коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинекого месторождения в зависимости от давления нагнетания. [28]

Источник

Практическая работа 5 Определение количества воды для поддержания пластового давления, приемистости скважин

14961354811f4zuk

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 5

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН

    системы заводнения пластов для поддержания пластового давления; требования, предъявляемые к закачиваемой в пласт воде;

    определять необходимое количество нагнетаемой в пласт воды, давления

нагнетания, приемистость нагнетательной скважины, число нагнетательных скважин;

Определить количество воды, нагнетаемой в пласт, определить приемистость скважин, количество нагнетаемых скважин и выполнить расчет потерь давления при заводнении.

Для решения задачи необходимо изучить разделы 1 – 7 Темы 7 «Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов»

Исходные данные приведены в таблице 11

Объемный коэф. нефти bн

Плотность нефти сн, кг/м3

газа в нефти б, м3/м3 МПа

Коэф. сжимаемости газа Z

Пластовое давление Pпл, МПа

пласта для воды k, м2 · 10-12

Эффективная мощность h, м

Коэф. гидродин. совершенства ц

Радиус скважины rс, мм

Половина расстояния между скважинами R, м

Вязкость воды µв, мПа·с

Продолжение таблицы 11

Объемный коэф. нефти bн

Плотность нефти сн, кг/м3

газа в нефти б, м3/м3 МПа

Коэф. сжимаемости газа Z

Пластовое давление Pпл, МПа

для воды k, м2 · 10-12

Эффективная мощность h, м

Коэф. гидродин. совершенства ц

Радиус скважины rс, мм

Половина расстояния между скважинами R, м

Вязкость воды µв, мПа·с

Атмосферное давление – Ратм = 0,1 МПа

Пластовая температура – Тпл= 320

Диаметр трубопровода – d = 114

Число отверстий на один погонный метр – n = 10

1 Расчет количества воды, нагнетаемой в пласт

Для ППД в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. При расчете объема воды необходимой для закачки, учитывают объем, перетекающий в законтурную часть пласта, где требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление.

Необходимое количество закачиваемой воды определяется по формуле:

VB = K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут

где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3)

Qнпл – объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м3/сут

Vгпл – объем свободного газа в пласте, приведенный к пластовым условиям, м3/сут

Qв – объем добываемой из залежи воды, м3/сут

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем:

img1 451

где Qн – суточная добыча нефти из пласта

bн – объемный коэффициент нефти

ρн – плотность нефти

Объем свободного газа, приведенный к атмосферным условиям:

img2 261

где Vг – суточная добыча газа из пласта;

Рпл – пластовое давление Па;

ρн – плотность нефти

Отрицательное число означает, что в пласте нет газа, в дальнейших расчетах, это число не учитывается.

Объем свободного газа при пластовых условиях:

img3 198

где Р0 – атмосферное давление,

Т0 – абсолютная температура, Т0 = 273 К,

Z – коэффициент сжимаемости газа;

Рпл – пластовое давление, Рпл = 16,4⋅106

Тпл – пластовая температура, Тпл = 311 К

Суточная добыча в пластовых условиях составит:

Vв = K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут

где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3), принимаем К = 1,3.

2 Определяем приемистость скважин

Средняя приемистость нагнетательных скважин определяется по формуле:

img4 169

где k – проницаемость пласта для воды, м2

h – эффективная мощность пласта, м

ΔР – перепад давления на забое, МПа

R – половина расстояния между нагнетательными скважинами, м

rс – радиус скважины, м

3 Определяем число нагнетательных скважин

img5 147, шт

4 Выполняем расчет потерь давления при заводнении

4.1 Определяем гидравлические потери напора жидкости

img6 125, МПа

где л – коэффициент гидравлических сопротивлений

4.1.1 Для определения потери напора необходимо определить л коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от числа Рейнольдса. Число Рейнольдса – это отношение сил инерции к силам вязкости жидкости. При ламинарном течении жидкости ( Rе ≤ 1530 ) коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а при турбулентном течении (Rе ≥ 1530 ) нет.

Определяем число Рейнольдса

Re = img7 106

где img8 103— кинематическая вязкость воды, м2/с

4.2 Определяем кинематическая вязкость воды

img9 92

4.3 Определяем внутренний диаметр трубопровода

где д = 7мм (толщина стенки трубопровода)

Число Рейндольса больше 1530, следовательно, режим движения турбулентный, поэтому находим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:

img10 84

4.4 Определяем скорость движения воды

img11 86 img12 73м/с

По полученным исходным данным определяем гидравлические потери напора жидкости в трубопроводе

img13 66

Определяем общие потери давления:

5 Определяем расход воды, приходящейся на одну скважину

Qскв = img14 64м3/сут

1 Какое значение имеет поддержание пластового давления?

2 Охарактеризуйте основные виды заводнения пластов.

3 Как определить количество нагнетаемой воды и количество нагнетательных скважин при заводнении пластов?

4 Какие требования предъявляются к закачиваемой в пласт воды?

Источник

Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов (закачек). Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины.

Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевого Ру давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Рзаб, дебит нефти Qн, дебит воды Qв, дебит газа Qг, количество меха­нических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабо­чего агента – давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеет­ся собственная возможность изменения режима.

Технология исследования заключается в измерении забойного давления Pзабв скважине и соответствующего этому давлению де­бита Q, а также величин устьевого Ру и затрубного давленийPзатр. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, при этом для повышения точности один из режимов должен быть с мини­мально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измере­ния давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуще­ствляется манометрами. Для спуска глубинных прибо­ров в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления. Регистрация давления происходит на специальном бланке в координатах «давление P – время t». Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр.

После расшифровки бланка глубинного манометра все резуль­таты исследования сводят в таблицу, где указывают все значения показателей в зависимости от режима. В таблицу входят данные по устьевому давлению Pу, затрубному давлению Pзатр, забойному давлению Pзаб, дебиту жидкости Qж и нефти Qн, обводненностьB, газонасыщенностьG0. При необходимости помимо этих показателей в таблицу могут включаться и другие.

Основной целью исследования на установившихся отборах яв­ляется построение индикаторной диаграммы скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется гра­фическая зависимость установившегося дебита от депрессии (за­бойного давления), т.е. Q= f (ΔP), Q = f (Pзаб).

image072

Рисунок 1 – Индикаторная диаграмма в координатах Q= f (ΔP)

На рисунке 1 представлена типичная индикаторные диаграммы. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирова­ния пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флю­идов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от филь­трационных сопротивлений, от строения области дренирования (од­нородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1 – рисунок 1) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по за­кону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

image074

image076

По мере возрастания депрессии прямая может начать искрив­ляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появле­нием свободного газа.

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси де­битов (2 – рисунок 1), характерны, как правило, для режимов исто­щения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси деби­тов (3 – рисунок 1), могут быть получены в следующих случаях увеличения притока при повышении ΔР за счет подключе­ния ранее неработавшихпропластков, трещин и т.п.;самоочисткипризабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;некачественных результатов исследований (метод установив­шихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильт­рации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии могут быть описаны уравнением следующего вида:

image078,

гдеk – коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м 3 /(сут·МПа), если дебит измеряется в м 3 /сут, а давление – в МПа, n – показатель степени, характеризующий тип и режим фильт­рации.

Данное уравнение называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 1: ли­нейной 1 — показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 – показатель степени n 1.

При n =1 выражение запишем в виде:

image080,

где image082– коэффициент продуктивности скважины, м 3 /(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продук­тивности является важным технологическим параметром скважи­ны. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный про­межуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в урав­нении Дюпюи через Кпр. :

image084

Тогда уравнение Дюпюи примет вид:

image080

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технологи которого разработаны как дл фильтрации однородной жидкости при водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа.

Метод установившихся отборов используется дл изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации).

image086

где image088 — дебит жидкости в пластовых условиях, см 3 /с;

image090 — среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом image092 (пластовое давление), МПа;

image094 — давление на забое скважины, МПа;

image096 — приведенный радиус скважины;

image098 — усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, мкм 2 ;

image100 — эффективна (работающая) толщин пласта, м;

image102 — вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;

image104 — коэффициент гидропроводности пласта, мкм 2 ·м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. image106, не линейна, так как параметр image108, image102, image092 и image110 могут неявно зависеть от image112. Поэтому параметр image114, который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина image116 практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимость image106, т. е. к определению image116.

Если image116 — существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости image106, но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые о него зависят (например, image118 и др.).

Зависимость image106, графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до её окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности image116 добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) ил его зависимость от перепада давления.

Дл установления гидропроводности пласта image104 необходимо независимо оценить image092 и image096. Значение image092 без существенного ущерба для точносит обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

Приведенный радиус image096, зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В.И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров image096 и image104 можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

Дата добавления: 2018-05-13 ; просмотров: 1454 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Комфорт
Adblock
detector