Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Гидродинамические исследования скважин





 

Обязательный комплекс предусматривает проведение разовых исследований начальных и конечных характеристик объектов (пласт, скважина, пластовая жидкость, оборудование) и технологических процессов (эксплуатация скважины и оборудования, воздействие на призабойную зону, закачка рабочего агента и т.д.).

К разовым измерениям и исследованиям относятся, например, определения начальных характеристик скважин, вышедших из бурения по которым комплекс исследований должен быть проделан не позднее, чем через три месяца после пуска их в работу (дебит, обводненности, коэффициент продуктивности и гидропроводности, начальное пластовое давление и температура, газовый фактор и температура на устье скважин и др.), отбор и анализ глубинных проб нефти и воды, определение тех или иных характеристик скважин или оборудования до и после ремонта.

Комплексом также предусмотрено проведение систематических (периодических) исследований по контролю за технологическими параметрами работы скважин и изменения гидродинамических параметров пластов и физико-химических свойств нефти и попутной воды.

Периодичность или частота исследований установлена в комплексе исходя из необходимости обеспечения потребной информации с необходимой точностью для решения задач управления процессом разработки.

 

Рассмотрим один из методов гидродинамического исследования скважин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИИ МЕТОДОМ ПРОСЛЕЖИВАНИЯ УРОВНЯ (ПО МЕХАНИЗИРОВАННОМУ ФОНДУ).

 

При установившемся режиме работы скважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законе определяется формулой Дюпии:

 

 

2 p k h (Рк - Рс)

Q = -------- ----------- , (3.1)

m In R/rc

где:

Q - дебит скважины в пластовых условиях (см3/сек);

k - проницаемость пласта (д);

h - мощность пласта (см);

m - вязкость жидкости в пластовых условиях (спз);

Рк и Рс - соответственно давление на контуре пласта и на забое скважины (кгс/см2);

Rк и rс - соответственно радиус контура питания и радиус скважины.

Из уравнения (3.1) найдем коэффициент продуктивности скважины К:

 

Q 2 p k h

----------- = ------------ = K , (3.2)

Рк - Рс m In Rк/rс

 

Прослеживание уровня основано на методе последовательной смены стационарных состояний. Предполагается, что радиус влияния скважин постоянен, а также, что несжимаема и возмущение у стенки мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равного радиусу влияния скважины. Тогда, если предположить в каждый момент приток в скважину установившимся, то найдем:

 

2 p k h [ Рк - Рс(t) ]

Q (t) = ---------- --------------- , (3.1)

m In Rк/rс

 

где:

Рк - пластовое давление;

Рс(t) - забойное давление.

j H

Если скважина не переливающая, то Q(t) = - F ----- (3.3)

j t

Приравнивая (3.1) и (3.2) и выражая Р в (3.1) через уровень, получим:

 

j H 2 p k h q

------------- = -------------- d t , (3.4)

Hc - Hc(t) F m In Rк/rc

 

где:

Нк и Нс(t) - соответственно статический и динамический уровни жидкости в скважине;

q - плотность жидкости в пластовых условиях;

F - площадь поперечного сечения колонны;

 

Интегрируя (3.4), найдем

 

Нк - Нс(t) 2 k h q

In ------------- = -------------- t (3.5)

Hк - Hco Fm In Rк/rc

 

(3.5) - уравнение прямой в координатах:

Нк - Нс(t)

In ------------- = t , или In[Hк - Hc(t)]

Hк - Hco

 

Нсо - уровень жидкости в скважине при установившемся состоянии. По углу наклона этой прямой к оси абсцисс tg найдем:

2p k h q

tg µ = ------------- (3.6)

Fm In Rк/rc

 

Сопоставляя (3.6) и (3.2), найдем коэффициент продуктивности:

 

2p k h q F tg µ

------------ = K = --------

m In Rк/rc P q

По замерам динамического уровня жидкости в скважине строится график изменения уровня Н, t.

Нк

t, мин.(или сек.)

 

 

- кривая прослеживания уровня

Нс(t)

 

Нм

После полного восстановления давления в скважине, на устье зафиксировано избыточное буферное давление Ру; Н = Н + Нст.

 

 

Pу Ру [кг/cм2] Ру [кг/cм2] Ру [кг cм3] Ру 10 Ру

Нст. =----=---------------=------------------ = ---------------- = -------- = [cм] = 10 --- [м]

Pq Pq [г/cм2] Pq [10-3кг/cм3] Pq [10-3кг cм2] Pq Pq

 

 

Pq = j - удельный вес жидкости в пластовых условиях

Обрабатывая кривую прослеживания уровня, составляем таблицу:

 

t, сек. Н, м +Н = Н + Нст., м +Н, см In +Н Примечание
         

 

Строится график: In +Н, t сек.

 

In Н

а F tg µ

tg = --- (m 10-4) Кпрод. = --------

в j

 

t, сек.

F - площадь поперечного сечения колонны, см

p Д21 - p d2

F = -------------; (Д - Д1) - толщина стенки колонны

где:

j - удельный вес жидкости (кг/см3) (n 10-3) в пластовых условиях;

d - внешний диаметр НКТ.

Если дан внутренний диаметр НКТ, учитывать 2 толщины стенки НКТ (2-2,5 мм).

ПРИМЕР: F tg µ 144,16 * 0,44 * 10-4

К = -------- = ----------------------- = 16,7 см3/сек. атм,

j 0,816 * 10-3

 

 

где:

j - удельный вес жидкости в поверхностных условиях.

Переведем коэффициент продуктивности в м3/сут атм

К = 16,7 * 0,0864 = 1,44 м3/сут. Атм

Переведем коэффициент продуктивности в т/сут атм

К = 1,44 * 0,881 = 1,27 т/сут. Атм

 

Исследуем ряд скважин по определению коэффициента продуктивности.

Скважина № 2069:

Таблица 3.3.

Данные проведения замеров при исследовании скважины № 2069.

Время проведения замеров Уровень жидкости Забойное давление Интервал отбивки уровня
11-00 24.06.97 г. 11-30 12-00 12-30 13-00 13-30 14-00 14-30 11-00 25.06.97 г. Нд = 1159 Нст. = у  

На основании проведенных исследований построенного графика (рис. 3.2) коэффициент продуктивности равен Кпр = 0,225366.

Скважина № 1519:

Таблица 3.4.

Данные проведения замеров при исследовании скважины № 1519.

Время проведения замеров Уровень жидкости Забойное давление Интервал отбивки уровня
1. 2. 3. 4.
11-10 24.06.97 г. 11-40 12-10 12-40 13-10 13-40 14-10 Нд = 1036
Продолжение таблицы 3.4.
1. 2. 3. 4.
14-40
11-10 25.06.97 г. Нст = у

На основании проведенных исследований построенного графика (рис. 3.3) коэффициент продуктивности равен Кпр = 0,235465.

Скважина № 2057:

Таблица 3.5.

Данные проведения замеров при исследовании скважины № 2057.

Время проведения замеров Уровень жидкости Забойное давление Интервал отбивки уровня
11-00 19.06.97 г. 11-30 12-00 12-30 13-00 13-30 14-00 14-30 11-00 20.06.97 г. Нд = 734 Нст. = у

На основании проведенных исследований построенного графика (рис. 3.4) коэффициент продуктивности равен Кпр = 0,212061.

 

Скважина № 2040:

Таблица 3.6.

Данные проведения замеров при исследовании скважины № 2040.

Время проведения замеров Уровень жидкости Забойное давление Интервал отбивки уровня
11-20 19.06.97 г. 11-40 12-20 12-40 13-20 13-40 14-20 14-40 11-00 20.06.97 г. Нд = 986 Нст. = у

На основании проведенных исследований построенного графика (рис. 3.5) коэффициент продуктивности равен Кпр = 0,250026.

 

 

Геофизические исследования скважин

 

 

При геофизических исследованиях добывающих скважин в задачу определения интервалов и профиля притока не зависимо от способа эксплуатации скважин входит:

n количественное определение дебитов по слоям в случае вскрытия перфорацией двух и более однородных слоя мощностью два и более метра, разделенные глинистыми перемычками;

n качественное определение притока в случае вскрытия перфорацией тонкого чередования песчано-глинистых пород, а также в случае перфорации одиночного однородного пласта;

n выделение интервалов, отдающих воду, нефть с водой, газ, газ с нефтью или водой не зависимо от литологии вскрытого перфорацией пласта;

n исследование вновь вводимых в эксплуатацию добывающих скважин является обязательным в первый год их пуска.

Таблица 3.7.

З А К Л Ю Ч Е Н И Е

по промыслово-геофизическим исследованиям

в скважине № 1519 (к. 126) Южно-Сургутской площади.

24.04.90 г.

В скважине проведены исследования: ст. каротаж 1 : 200, БКЗ 5 зондами, боковой и индукционный методы, инклинометрия, резистивиметрия, УЗБА в контуре.

Материал хорошего и удовлетворительного качества.

rс = 2,5 0 мм. +И опсп в интервале 2561,2 - 2562,4 м = 109 мВ.

Инд. пл. Интервал залегания пласта Интервал интерпретации. µпс ик rэф rп Литол. хар-ка Хар-р насы- щения Заключо продук Примеча-ние
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
БС110 2554 - 2555,6   2554,4 - 2555,6   2557 - 2557,6   2558,4 - 2560,4 0,48 6,4     В о з м     В о з м о ж н о     о ж н о уплотнен     уплотнен

 

Продолжение таблицы 3.7.  
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.  
      2561,2- 2562,4   2563 - 2565,4   2565,6 - 2566,4 1,0     0,88     0,52 5,5     8,7     5,2   П     П     ПСГ НЯ     Н     НЯ не ясно     нефть     не ясно    
  БС2+310 2569,2 - 2569,2 - 2570,6 0,6 7,3     ПГ   Н   нефть    
    2573,6 - 2576,4   2577 - 2580,8   2581,6 - 2583,6 0,76     0,75     0,95     9,7     6,6     5,3   ПГ     ПГ     П Н     ПН, СН   В нефть     нефть с водой   вода    
Ачим.   2796 - 2930,4 - замещена            
ЮС0 2954,4 - 2979,6 - По данному комплексу ГИС судить о коллекторских свойствах и характере насыщения не представляется возможным.            
ЮС1     2982 - 2982,4 - 2985,2   2986,4 -   2993,4 - 2994,2 0,85-0,87     0,95-     0,79 13,3-   24-16           П   П-ПГ     ПГ Н   Н     Н      
ЮС1     2993,4 - 2994,2   2995 - 2996,6   2997,6 - 2999,2   0,79     0,78     0,79           9,2     ПГ     ПГ   Н     Н, ПН   ПН, СН        

Ниже проницаемые интервалы водоносны.

Из-за низкого качества кр. ПС µпс приведены ориентировочно

 

 

Таблица 3.8.

З А К Л Ю Ч Е Н И Е

по промыслово-геофизическим исследованиям

в скважине № 2069 (к. 126) Южно-Сургутской площади. 8.11.89 г.

В скважине проведены исследования: ст. каротаж 1 : 200, БКЗ 5 зондами, боковой и индукционный методы, инклинометрия, резистивиметрия, УЗБА в контуре.

Материал хорошего качества.

rс = 2,7 0 мм. +Исп в интервале 2433 - 2436 м = 87,5 мВ. Макс. Угол - 26°

Инд. пл. Интервал залегания пласта Интервал интерпретации. µпс ик rэф rп Литол. хар-ка Хар-р насы- щения Заключо продук Примеча-ние
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
БС110   2491,6 - 2491,6 - 0,43 7,5   ПСГ Н нефть Неодно- родный по плот-ности
    2494,8 - 0,47-0,54 8,3-11   Характер уплотнения и насыщения определиться после РК.
    2498 - 2501,4 0,91 17,2   П Н нефть Неодно- родный
                  по плот- ности
      2501,4 - 0,7 13,5   ПГ Н нефть  
БС2+310 2507 - 2549,4 2507 - 2508,6 0,49 8,0   ПСГ Н нефть Сниже- ние соп- ротивле- ния в по- дошве связано, возможно с глинис- тостью
    2512 - 2516,6 0,89 13,5-15,7   П Н нефть В средней части уп- лотнен
    2518 - 2522,4 0,93 11,7   П Н нефть  
    2523,6 - 2526,6 0,9   П Н нефть  
  С глубины 2526,6 м rэф снижается до 5,9 мм - пласт водоносный. Ачимовская пачка 2734-2821 - практически замещена
ЮС0 2917 - 2917,4 - 2919,4 0,65   ПГ Н нефть Неодно- родный по плот- ности
Продолжение таблицы 3.8.
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
    2921 - 2926 0,7-0,82   ПГ-П Н нефть  
    2927 - 2932,6 0,73 24-19   ПГ Н нефть  
    2934 - 0,47 13,5   ПСГ Н нефть  
Ниже глубины 2935 м пласт замещен.
 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 







ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2022 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.