Формула коэффициента продуктивности скважины

Определение коэффициента продуктивности скважин

391563 8812322

1 391563 8812323Технико-технологический раздел

1.1 исследование скважин на приток

1.2 Виды индикаторных диаграмм

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

1.4 Методы увеличения продуктивности скважин

2 Расчетно-практический раздел

2.1Определение проницаемости призабойной зоны

2.2 Определение продуктивности скважин

Список используемой литературы

391563 8812324ВВЕДЕНИЕ

1. Продуктивность по нефти

2. Продуктивность по газу

Методы исследований скважин и пластов:

Виды индикаторных диаграмм:

1. Индикаторная линия прямая

2. Индикаторная линия выпуклая

3. Индикаторная линия вогнутая

4. Индикаторная линия не из начала координат

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 ра­за по сравнению с разработкой на естественных режимах.

391563 8812326

1.1 Исследование скважин на приток

391563 8812327Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Определяют величину депрессии на пласт. Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.

391563 8812328

Где 391563 8812329– Депрессия.

391563 8812330— Пластовое давление.

391563 8812331— Забойное давление.

Строят индикаторную диаграмму в координатах 391563 8812332(рис.1)

391563 8812333

391563 8812334На индикаторной линии берут любую точку Р определяют её координаты 391563 8812335и находим коэффициент продуктивности скважины:

391563 8812336

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта

Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу). Кривые строятся в координатах 391563 8812337для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления:

391563 8812338

Где 391563 8812339— Давление на любой момент времени.

391563 8812340— Давление на забой до остановки скважины.

391563 8812341

391563 8812342

· установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину

· опре­делению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне

· отбору глубин­ных проб нефти

· измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней

· контролю за техни­ческим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

391563 8812343Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.

Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

1.2 Виды индикаторных диаграмм

391563 8812344

391563 8812345

1) Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.

2) Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.

3) Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.

4) Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

391563 8812347

391563 8812348

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

391563 8812349Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению:

391563 8812350

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

391563 8812351

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине.

Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

391563 8812352

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:

391563 8812355

Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Существуют следующие методы исследований скважин и пластов:

391563 8812356Гидродинамические методы подразделяются на:

· Исследование скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм).

· Исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД).

· Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах

заключается в многократном изменении режима работы скважины и,

после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного

давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с

391563 8812357

вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

391563 8812358Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД).

Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в

наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в

одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в

других соседних скважинах (возмущающих).

По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.

По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

· Пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина.

· Пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной.

· Пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта.

Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока

жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения

391563 8812359поглощения (расхода) – расходомерами.

По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбиной на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, не герметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли.

Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины.

С помощью данных исследований можно определить интервалы

поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные

результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока

391563 8812360закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты

подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Геофизические исследования скважин

Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

1.4 Методы увеличения продуктивности скважин

391563 8812361Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 ра­за по сравнению с разработкой на естественных режимах.

И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, нахо­дящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвину­ло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов.

Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимо­действия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насы­щающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.

Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидро­динамические, физико-химические и тепловые.

Успешность применения методов повышения нефтеотдачи в большой мере зависит от уровня геолого-промысловых исследо­ваний нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и свойств, насыщающих пласт нефти, газа и воды.

Исследования нефтепродуктивного пласта предполагают изучение особенностей его строения с позиции правильной оцен­ки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропластки.

Особое внимание следует уде­лять литологической характеристике пород, слагающих продук­тивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи.

Для принятия решения использовать методы повышения нефтеотдачи очень 391563 8812362важно изучение геологических характеристик слагаю­щих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реа­лизации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными, для такого применения последствиями.

Так, например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллонитовых глин и закачке в них пресной воды, щелочи, растворов поверхностно-активных веществ может происходить набухание глин с лотерей приемистости скважинами нагнетаемых жидко­стей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой.

Если в продуктивном пласте содержатся сильноминерализован­ные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта.

Применению методов повышения нефтеотдачи должен пред­шествовать тщательный анализ состояния разработки объекта.

Наряду с изучением особенностей динамики показателей эк­сплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявле­ния естественного режима и состояния обводненности пластов по площади и разрезу следует выявить характер залегания в пласте, остаточных запасов нефти после первичной разработки залежи нефти.

391563 8812363

(рис. 4 Схема нахождения остаточной нефти в пласте)

391563 8812364М. Л. Сургучев показал, что остаточные запасы в пласте могут находиться в виде пленки нефти (рис. 4, а), обволаки­вающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между зернами породы (рис. 4, б), а также в виде непромытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, не охва­ченных процессом, заводнения.

Состояние остаточной нефтенасыщенности является опреде­ляющим для выбора метода повышения нефтеотдачи.

Если остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных заводнением линзах или пропластках, то хорошие результаты можно получить при использовании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости).

Если остаточная нефтенасыщенность представлена пленочной нефтью на поверхности породы, то предпочтительными методами повышения нефтеотдачи могут быть физико-химические (закачка ПАВ, мицеллярные растворы, за­качка углекислоты и др.).

391563 88123652расчетно-практический раздел

2.1 Определение проницаемости призабойной зоны пласта

391563 8812366Основные параметры призабойной зоны скважины – коэффициент гидропроводности 391563 8812367, коэффициент подвижности 391563 8812368и проницаемость k. Используя результаты исследования нефтяных скважин на установившихся режимах работы, можно рассчитать названные параметры. Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи:

391563 8812369

где 391563 8812370– Проницаемость призабойной зоны, 391563 8812371;

391563 8812372— толщина пласта; м

391563 8812373— вязкость нефти в пластовых условиях, Па 391563 8812374с;

391563 8812375— объемный коэффициент нефти при пластовой температуре:

391563 8812376— радиус контура питания, м;

391563 8812377— приведенный радиус скважины, м.

Уравнение (11) справедливо при 391563 8812378в случае фильтрации необводненной нефти.

Перепишем выражение в виде:

391563 8812379

391563 8812380

391563 8812381или

391563 8812382

где 391563 8812383— коэффициент продуктивности в 391563 8812384определенный по результату исследования скважин. Для пересчета 391563 8812385в 391563 8812383используют следующую формулу:

391563 8812386

Коэффициент гидропроводности призабойной зонный газовой скважины рассчитывают по формуле:

391563 8812387

Где 391563 8812388– Вязкость газа в пластовых условиях, 391563 8812389;

а – числовой коэффициент, имеющий размерность 391563 8812390и вычисляемый по известному коэффициенту:

391563 8812391

Задача. Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности 391563 8812392Толщина продуктивного пласта h = 7 м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре 391563 8812393плотность нефти в пластовых условиях 391563 8812394вязкость пластовой нефти 391563 8812395радиус контура питания 391563 8812396приведенный радиус скважины 391563 8812397

Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле:

391563 8812398

391563 8812399Рассчитываем по (14) коэффициент гидропроводности:

391563 8812400

Рассчитываем коэффициент подвижности нефти:

391563 8812401

Рассчитываем проницаемость призабойной зоны скважины:

391563 8812402

2.2 Определение продуктивности скважин

391563 8812403Исследования на приток обычно проводится при стационарной работе скважин на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.

Задача. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек.

Режим работы скважины 1 2 3 5

Дебит нефти, т/сут 20 60 100 140

Забойное давление, МПа 18 15,4 13,2 11

Депрессия, МПа 1 3,6 5,8 8

Замер забойного давления проведен скважинным манометром.

Решение. По результатам исследований строим индикаторную линию скважину (рис 12). Предварительно рассчитываем депрессию на каждом режиме работы:

391563 8812404

где 391563 8812405– Пластовое давление, МПа

391563 8812406— забойное давление МПа

391563 8812407

(рис. 5 Линейная индикаторная линия скважины)

391563 8812408Из результатов исследований 391563 8812409

Видно что индикаторная линия прямолинейная в данном случае коэффициент продуктивности:

391563 8812410

где 391563 8812411— Коэффициент продуктивности, 391563 8812412

391563 8812413— угол наклона индикаторной линии;

391563 8812414— дебит скважины, т/сут;

391563 8812415– депрессия, МПа

391563 8812416

Примечание. В случае получения нелинейной индикаторной линии вычисление коэффициента продуктивности скважины невозможно.

Рассмотрим случай, когда индикаторная линия нелинейна. Уравнение притока жидкости в скважину в этом случае имеет вид:

391563 8812417

391563 8812418где 391563 8812419– коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, 391563 8812420

391563 8812421– коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность ( 391563 8812422

Разделим выражение 28 на дебит Q:

391563 8812423

Полученное выражение является уравнением прямой в координатах 391563 8812424Таким образам, обработка результатов исследования по (21) позволяет найти коэффициент А и B.

391563 8812425

Цель исследования скважин заключается в определении ее

продуктивности, получении данных о строении и свойствах

продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Продуктивность зависит от мощности и проницаемости пласта, вязкости, а также компонентного состава пластового флюида, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, способа вскрытия, физико-химических свойств и загрязнённости призабойной зоны.

Продуктивность может со временем меняться в зависимости от изменения нефтегазонасыщенности пласта и свойств призабойной зоны скважины.

Коэффициент продуктивности определяется при проведении гидродинамических исследований методом установившихся отборов. Используется при составлении проектов разработки месторождений, при определении рационального режима эксплуатации добывающих скважин и подборе необходимого для подъёма жидкости скважинного оборудования.

391563 8812356

1. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. – М.: Нефтяник, 2007. – 880 с.: ил.

2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 2000. – 244 с.

3. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 2000. – С. 7-27.

4. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.

5. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений.

Источник

Комфорт
Adblock
detector