Пример2. Фильтрация однофазной жидкости в трещиноватом пласте.

Пример2. Фильтрация однофазной жидкости в трещиноватом пласте.

 Скважина, эксплуатирующая трещиноватый пласт толщиной 83 м, исследована при установившихся отборах нефти со следующими показателями.

    

Свойства нефти дегазированной и в пла­стовых условиях: Скважину можно считать совершенной по сте-пени и характеру вскрытия ( ).

Результаты исследования скважины Режим   QH, т/сут   , Па   1, 0·105 3, 0·105 4, 4·105 6, 0·105

Индикаторная линия по скважине приво­дится на рис. 6. 2.

Рис. 6. 2. Индикаторная линия, построенная по данным, полученным при эксплуатации тре­щиноватого пласта

 

Для расчетов выбира­ем точки 1, 2 и 4, лежащие на кривой. Для этих точек имеем

 

Номер точки на рис. 6. 2	QH, м3/с	, Па
	74, 9·10-5 179, 5·10-5 278, 6·10-5	1, 0·105 3, 0·105 6, 0·105

 

Определяем вспомогательные коэффици­енты A, B и C:

По формуле (5. 26) рассчитывается ве­личина коэффициента а:

 

 В соответствии с уравнением (5. 28) при подстановке в правую и левую части а = 0, 766; 0, 8; 0, 9 и т. д. уточняем, что вели­чина коэффициента а == 1, 1·10 ^-6м²/Н (под­становка именно этого значения а обеспечи­вает равенство правой и левой частей урав­нения).

Коэффициенты b и с находятся путем ре­шения двух уравнений для первого и вто­рого режимов работы скважины:

Отсюда

 

 

По величине коэффициента b рассчиты­ваем гидропроводность и проницаемость пласта  

Пример3. Фильтрация двухфазной жидкости.

 Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8, 2 м. Результаты иссле­дования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·10⁵ Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).

Для определения параметров пласта мож­но использовать следующие величины:

R_k=200 м, r_c = 0, 124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c₁ = c = 10.

Свойства нефти и газа при р_нас: = 1, 5 мПа·с; = 0, 016 мПа·с, =1, 25 и = 0, 85 г/см³.

Таблица 6. 1

 Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы

Режим	Qж, т/сут	Qн, т/сут	Газовый фактор		Давление, Па
			мз/т	м3/м3	рпл	рзаб
	20, 0 26, 0 32, 0 38, 1	17, 1 21, 9 28, 7 32, 1			81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105	71, 5 · 105 69, 0 ·105 65, 8 · 105 60, 7 · 105

 

Значения произведения  при средних значениях давлений (между пластовым и забойным)на режимах приводятся в табл. 6. 2.

Таблица 6. 2

З начения  при различных режимах работы скважины

	Наименование		Режим
Средние давления  Па Произведение , мПа·с		76, 2·105 2, 29		75, 0·105 2, 31		73, 4·105 2, 32		70, 8·105 2, 34

 

 

В рассматриваемом случае

Следовательно, для расчетов Н необходи­мо использовать первые зависимости Н (р) табл. 5. 2 для = 0, 005. Из вспомога­тельного графика на рис. 6. 3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) распо­лагаются в области р*< 15. Поэтому рас­четы надо проводить по формуле (5. 39) при а == 0, 375.

Подготовка данных для построения индикаторной кривой в координатах Q_ж®DН проводится в таблице 6. 3.

Рис. 6. 3. Вспомогательный график для упро­щения расчетов  при = 0, 005.

 

Таблица 6. 3

Расчет  и перевод Q_н в л/с в поверхностных условиях

Режимы	, Па
	9, 5 · 105 12, 0 · 105 15, 2 · 105 20, 3 · 105	2, 29 · 10-3 2, 31 · 10-3 2, 32 · 10-3 2, 34 · 10-3	3, 56 · 105 4, 50 · 105 5, 70 · 105 7, 62 · 105	1, 54 · 108 1, 95 · 108 2, 46 · 108 3, 26 · 108

 

Продолжение табл. 6. 3

Режимы	qн, т/сут	л/с	qв, л/с	Qж = Qн + Qв, л/с
	17, 1  21, 9 28, 7 32, 1	23, 4·10-5 29, 9·10-5 38, 4·10-5 43, 7·10-5	3, 36·10-5 4, 8·10-5 3, 82·10-5 6, 94·10-5	26, 76·10-5 34, 70·10-5 42, 22·10-5 50, 64·10-5

 

По данным табл. 6. 3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Q_ж,  (рис. 6. 4).

Рис. 6. 4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Q_ж, .

 

По прямолинейному участку кривой определен коэффициент

м³/(с·Па).

Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5. 42)

м² = 0, 603 Д.

Пример. 4 Определение параметров пласта в многослойной системе

По скважине, эксплуатирую­щей одновременно три пропластка на трех режимах работы, с помощью глубинного манометра замерены забойные давления и с помощью глубинного дебитомера — вели­чины дебитов по каждому из пропластков. Данные приведены в табл. 6. 4.

 

Таблица 6. 4

Режимы		рзаб, кгс/см2	Дебиты нефти, т/сут
			q1	q2	q3	qскв
			22, 4 34, 9 44, 0	6, 0 9, 7 13, 3	61, 5 71, 4 78, 0	89, 9 116, 0 135, 3

 

На рис. 5. 9 нанесены индикаторные линии для трех пропластков (I, II, III) и общая индикаторная линия (IV) по сква­жине.

В соответствии с формулой (5. 43) коэф­фициенты продуктивности по пропласткам и по скважине равны =4, 39; = 1, 50; =3, 58 и = 9, 47 м³/(сут·кгс/см²), а величины пластовых давлений = 158, = 157; = 170 и = 162 кгс/см².

 

 

Таким образом, при исследованиях скважин на установившихся режимах определяют:

 

1. Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.

2. Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины .

3. Коэффициент подвижности нефти в ПЗС .

4. Коэффициент проницаемости ПЗС k.

5. Коэффициент продуктивности скважины К (или h).

 

Эти данные необходимы для:

1) правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины Q_H при минимальном выносе песка, воды, полном раскрытии трещин, минимальные инерционные сопротивления, вовлечения в разработку максимального числа нефтенасыщенных пропластков и т. д. );

2) определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию из бурения.

3) периодическое определение параметров ПЗС во времени в течение всего срока эксплуатации скважины это позволяет выявить и устранить причины снижения добывных возможностей скважины.

4) измерение параметров ПЗС после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) позволяет оценить их технологическую и экономическую эффективность.

 

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: