Гидро исследование скважин. Задача Обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах Цель работы
 Скачать 0.9 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Пермский национальный исследовательский политехнический университет Гидродинамические исследования скважин Вариант №01 Выполнил: ст. гр. РНГМ-15-1бз Андреев Д.В. Проверил: преподаватель Пономарева И.Н. Пермь, 2019г. Задача № 1. Обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах Цель работы: Построить и обработать индикаторную диаграмму; определить коэффициент проницаемости пласта. Указания по выполнению работы: 1. Построить индикаторную диаграмму, оценить закон фильтрации. 2. Произвести обработку индикаторной диаграммы в соответствии с установленным законом фильтрации, определить коэффициент проницаемости. 3. Для одного, произвольно выбранного режима, определить значение (значения) фильтрационного сопротивления (фильтрационных сопротивлений). 4. При обработке учесть гидродинамическое несовершенство скважины, характеризующееся следующими параметрами: степень вскрытия пласта 70 % (для нечётных вариантов); плотность перфорационных отверстий 15 отв/м, их диаметр 1 см. Исходные данные:
Выполнение работы: Строим график в координатах «Дебит – Депрессия», индикаторная диаграмма.  По индикаторной диаграмме видно, что фильтрация в зоне дренирования пласта исследуемой скважины происходит не по линейному закону. Одной из вероятных причин нелинейности индикаторной диаграммы выпуклости к оси дебитов, является нарушение закона фильтрации вследствие возникновения инерционной составляющей фильтрационного сопротивления. Так как пластовое давление Pпл> больше давления Pнас в качестве уравнения притока в таком случае используется двухчленная формула:
  Полученная прямая отсекает на оси ординат отрезок А, являющийся величиной коэффициента фильтрационного сопротивления, обусловленного вязкостным трением. Снимая значения данного параметра с графика, вычисляем величину коэффициента проницаемости пласта:  По углу наклона прямой определяют коэффициент B=tgα  Коэффициент инерционной составляющей B=0,0779 МПа Коэффициент проницаемости, полученный при обработке результатов исследования скважин при установившихся режимах, характеризует всю зону дренирования пласта в среднем:  При движении жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам линии тока искривляются, что обуславливает появление дополнительных фильтрационных сопротивлений. Общее фильтрационное сопротивление движению жидкости к гидродинамически несовершенной скважине R состоит из основного и дополнительного фильтрационных сопротивлений: где: С- безразмерный коэффициент (параметр), учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины. В нашем случае скважина несовершенна и по степени, и по характеру вскрытия. Тогда  где  – относительное вскрытие пласта.Определим С1 ,С2 по формуле А.А.Мордвинова.   ,где: D-диаметр скважины; lk-глубина перфорационных каналов; n-плотность перфорации; dk-диаметр перфорационных каналов.  =  = 0,703 = Тогда  =1,02 Приведённый радиус несовершенной скважины- это радиус такой фиктивной гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту несовершенной скважины.   Задача № 3. Обработка кривых восстановления давления методами без учета послепритока. Цель работы: Построить и обработать кривую восстановления давления, определить фильтрационные характеристики коллектора в удаленной от скважины зоне, оценить состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Указания по выполнению работы 1. Построить кривую восстановления давления в координатах в соответствии с заданным в исходных данных методом обработки. 2. Произвести обработку кривой восстановления давления, вычислить фильтрационные характеристики удаленной зоны пласта. При этом для нечётных вариантов необходимо использовать метод Хорнера. 3. Определить скин-фактор, дать оценку состояния ПЗП. 4. При необходимости принять время работы скважины на установившемся режиме до остановки на исследование равным одному месяцу. 5. Коэффициенты объемного сжатия принять равными 1*10-10 1/Па (для породы, 10*10-10 1/Па (для жидкости). Исходные данные для выполнения работы представлены в табл.П.3
Выполнение работы. С  троим график КВД (кривой восстановления давления) в координатах Рс – t.2) Строится график КВД в координатах ΔР – ln(t)
 где: Pt - значение забойного давления в момент времени t; P0 - значение забойного давления в начальный момент времени. КВД  На КВД в координатах ΔР – ln(t) выделяется прямолинейный участок. Прямая проходит через точки 1 и 2, координаты точки 1: х=0; у= 1,4, точки 2: х=10,75, у=7 Определяется уклон выделенного прямолинейного участка (коэффициент В) по координатам точек 1 и 2. Находим значение tg α.   Определяем гидропроводность для удаленной части пласта по формуле:  Определяем проницаемость для удаленной части пласта по формуле:  Определяем коэффициент пьезопроводности χдля удаленной зоны пласта по формуле  3) Определяем скин-фактор. Положительное значение скин-фактора указывает на ухудшение проницаемости ПЗП относительно проницаемости его удаленной зоны. И, наоборот, при улучшенном состоянии ПЗП скин-фактор отрицательный. Для начала определим значение приведенного радиуса скважины.   Проницаемость УЗП составляет  м2. Скин-фактор, равен 0,248. Данные показатели скин-фактора указывает на то, что проницаемость в ПЗП меньше проницаемости УЗП. Причины снижения проницаемости в ПЗП могут быть различными: кольматация пустотного пространства технологическими жидкостями при строительстве и ремонтах скважин; деформации коллектора; разгазирование нефти; образование органических и неорганических отложений. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
