Гдис. ГДИС зачет. Закон Дарси 1 2 Пластовое и забойное давление 3 3 Комплекс гдис 4 4 Индикаторная диаграмма 5 5 Динамограммы 9 1 Закон Дарси

• Название: Закон Дарси 1 2 Пластовое и забойное давление 3 3 Комплекс гдис 4 4 Индикаторная диаграмма 5 5 Динамограммы 9 1 Закон Дарси
• Дата: 06.06.2022
• Размер: 473.73 Kb.
• Имя файла: ГДИС зачет.docx
• Тип: Закон; #572152

ЗАЧЕТ

1) Закон Дарси 1

2) Пластовое и забойное давление 3

3) Комплекс ГДИС 4

4) Индикаторная диаграмма 5

5) Динамограммы: 9

1) Закон Дарси

Закон Дарси — закон фильтрации жидкостей и газов в пористой среде. Он устанавливает линейную зависимость между объемным расходом жидкости или газа и гидравлическим градиентом (уклоном, перепадом давления) в пористых средах, например, в мелкозернистых, песчаных и глинистых грунтах.



Q - объемный расход жидкости

F - площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды

v - скорость фильтрации жидкости или газа

k - коэффициент проницаемости среды

p1 и p2 - давления, созданные на концах испытуемого образца

Dр - перепад давления на длине среды L

μ - абсолютная вязкость жидкости

L - длина фильтрующей части породы

• 
  S-фактор
  

Скин-фактор — Это мера несовершенства скважины,

гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

• 
  Формула Дюпюи
  

2) Пластовое и забойное давление

Пластовое давление – давление, под которым находится жидкость и газ в нефтяном пласте. Пластовое давление – давление краевых вод, газа, породы, которые воздействуют на нефть и способствуют ее перемещению в пласте и выходу на поверхность. Определяется при исследовании скважины в статическом режиме (скважина остановлена). При этом скважинным эхолотом отбивается статический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, затем расчетным путем определяют пластовое давление. Оно зависит от глубины залегания пластов и изменяется под влиянием геологических процессов.

Забойное давление - давление пластовой жидкости на забое скважины во время ее эксплуатации. Определяется при исследовании скважины в динамическом режиме (скважина работает). Измеряется, также скважинным эхолотом или глубинным манометром. Динамический уровень, это уровень жидкости в затрубном пространстве при режиме эксплуатации скважины.

Чем больше забойное давление отличается от пластового давления, тем интенсивнее обмен между пластом и скважиной.

• 
  Воронка депрессии
  

Депрессионная воронка пластового давления - зона пониженного давления, образующаяся вокруг работающей скважины, группы скважин или в зоне отбора в целом. При остановке скважины пластовое давление восстанавливается и Д.в.п.д постепенно исчезает. Динамическое пластовое давление устанавливается и скважине тем быстрее, чем выше коэффициент продуктивности скважины и коэффициент пьезопроводности пласта.

• 
  Расчет забойного давления
  

Рзаб=Ру+Ртр+р*g*Н, где

Рзаб - действующее забойное давление, Па;

Ру - устьевое давление, Па;

Ртр - потери давления  на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, Па;

Гидростатическое давление: р - плотность бурового раствора, кг/м; g - ускорение свободного падения, м/c₂; Н - глубина забоя скважины, м.

3) Комплекс ГДИС

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить:

1. 
   продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводненность, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т д.), 
   
2. 
   особенности околоскважинной и удаленной зон пласта.
   

• 
  Виды исследований
  

К основным методам гидродинамических исследований относятся:

1. 
   Метод кривой притока (при неустановленном режиме функционирования скважины).
   
2. 
   Снятие диаграммы индикаторов (при установленном режиме фильтрации).
   
3. 
   Метод кривой уровневого восстановления (при неустановленном режиме).
   
4. 
   Метод кривой восстановления давления (при неустановленном режиме).
   
5. 
   Метод кривой уменьшения (при неустановленном режиме)
   
6. 
   Гидропрослушивание скважин
   

4) Индикаторная диаграмма

Индикаторная диаграмма – это график зависимости дебита скважин от забойного давления или от перепада между забойным и пластовым давлениями, построенный по данным исследования скважин методом установившихся отборов.

Использование индикаторных диаграмм позволяет: Установить норму отбора жидкости или газа. Установить объем закачки рабочего агента. Исследовать изменения изменение проницаемости в призабойной зоне. Определить продуктивность скважины.

Использование индикаторных диаграмм позволяет:

1. 
   Установить норму отбора жидкости или газа.
   
2. 
   Установить объем закачки рабочего агента.
   
3. 
   Исследовать изменения изменение проницаемости в призабойной зоне.
   
4. 
   Определить продуктивность скважины.
   

• 
  Коэффициент продуктивности
  

Индекс или коэффициент продуктивности – kпр представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое.

kпр = qн / (Рпл. – Рзаб). Угол наклона индикаторной кривой опредляется коэффициентом продуктивности.



Коэффициент продуктивности скважин:

1. 
   количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
   
2. 
    это отношение дебита скважины к депрессии. 
   

• 
  Формула притока
  

Лучшие условия притока жидкостей и газов соблюдаются во время вскрытия скважиной всей толщи пласта и тогда, когда конструкция забоя открытая. Такой забой называют совершенным по степени и характеру вскрытия пласта.

Оценка величины потока жидкости охлаждающего ПЭД (приток из пласта), определяется в процессе вывода на режим как разность между общим замером дебита жидкости по АГЗУ и темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства. Приток рассчитывается как: Qпр.= Qгзу – (Нд2-Нд1)*V*24*(60/Т) (м3/сут) где,

• 
  Qгзу – дебит скважины замеренный по АГЗУ за время Т, в пересчете на сутки, м3/сут;
  
• 
  Нд1 – начальный динамический уровень в скважине при определении притока, м;
  
• 
  Нд2 – конечный динамический уровень в скважине за время Т, м;
  
• 
  V – объем затрубного пространства в 1 метре кольцевого пространства;
  
• 
  T - время исследования (откачки), мин.
  

• 
  Условия притока
  

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте.

Такое движение происходит вследствие разности пластового давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рзаб). Разность между этими двумя показателями (Рпл – Рзаб) называют депрессией скважины, причем, чем она выше, тем, соответственно, больше приток.

В настоящее время используются три основных метода вызова притока:

1. 
   Продавка жидкости сжатым газом.
   
2. 
   Компрессорный метод.
   
3. 
   Метод замены жидкости.
   

• 
  Условия фонтанирования
  

Фонтанирование скважины – это подъём жидкости с забоя на поверхность за счёт пластовой энергии. Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, то есть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.

Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт > ρ_ж g Н,

Где Рпласт – пластовое давление, ρ_ж- плотность скважинной продукции, g- ускорение свободного падения,Н -длина столба жидкости( глубина скважины по вертикали).

Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:

Рзаб = Рг+Ртр+ Р_уст, где

Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта),

Рг - гидростатическое давление столба жидкости (нефти, воды, газа) в скважине, расчитанное по вертикали

Ртр - потери давления на трение в НКТ

Руст- давление на устье скважины (устьевое давление)

Различают два вида фонтанирования скважин:

1. 
   Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское фонтанирование.
   
2. 
   Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.
   

Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно. Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать.

5) Динамограммы:

• 
  Теоретическая
  

Теоретическая динамограмма – это такая идеализированная динамограмма, которая не учитывает силы трения, инерционные и динамические эффекты, возникающие в реальных условиях. Из-за таких эффектов прямые линии теоретической динамограммы превращаются в волнообразные, характерные для реальной.

Теоретическая динамограмма имеет форму параллелограмма

Точка А на динамограмме - это крайнее нижнее положение плунжера насоса.

Отрезок AB - ход вверх полированного штока. При этом происходит деформация (растяжение) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем нижнем положении.

Отрезок BC - ход вверх полированного штока и плунжера насоса.

Точка C - крайнее верхнее положение плунжера насоса. Отрезок CD - ход вниз полированного штока. При этом происходит деформация (сжатие) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем верхнем положении.

Отрезок DA - ход вниз полированного штока и плунжера насоса

В общем-то ничего сложного. Левая часть динамограммы характеризует работу насоса при нахождении плунжера в нижнем положении и соответственно работу всасывающего клапана насоса. Правая часть динамограммы - работу насоса при нахождении плунжера в верхнем положении и соответственно работу выкидного клапана насоса.

Имея на руках динамограмму работы насоса можно рассчитать дебит жидкости скважины. Динамограф выдает в том числе и информацию о числе качаний (в минуту) станка-качалки и длине хода плунжера. Зная, какой насос спущен в скважину, рассчитать дебит не составляет труда.

Формула для расчета теоретического дебита жидкости:

Q_т = 1440 · π/4 · D² · L · N

• 
  Влияние газа
  

Рис. 1. Динамограммы для случая влияния свободного газа:

а - динамограммы при небольших давлениях у приема на­соса, причем линия 1 при Р_пр1, 2 - Р_пр2, 3 - при Р_пр3 (Р_пр1> Р_пр2> Р ), линия 4 - срыв подачи насосом; б - динамограмма при большом давлении у приема насоса

• 
  Влияние АСПО
  

АСПО – асфальтомолотопарафиновые отложения.

В асфальтенах содержатся следующие вещества:

• 
  Углерод – 80%-86% по массе;
  
• 
  Водород – 7%-9% по массе;
  
• 
  Сера – 9% по массе;
  
• 
  Кислород – 1%-9: по массе;
  
• 
  Азот – 1,5% по массе.
  

Стадии образования и роста АСПО:

1. 
   Зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов;
   
2. 
   Осаждение мельчайших кристаллов на поверхности металла;
   
3. 
   Осаждение более крупных кристаллов на запарафиненную поверхность.
   

Основными факторами, влияющими на АСПО, являются:

1. 
   Снижение давления на забое и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
   
2. 
   Интенсивное газовыделение;
   
3. 
   Уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
   
4. 
   Изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
   
5. 
   Состав углеводородов в каждой фазе смеси;
   
6. 
   Соотношение объема фаз;
   
7. 
   Состояние поверхности труб.
   

• 
  Коэффициент подачи и теоретическая подача
  

Коэффициент подачи - отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1. Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром.

Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле: 

Qтеор= L*S*n, где L - длина хода плунжера, м; S - площадь поперечного сечения плунжера, м; n - число качаний балансира в минуту.

Это минутная подача. Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача: Qтеор = 1440* L*S*n



Рис. Подача жидкости поршневыми насосами

• 
  Обрыв штанг
  

Обрыв штанг (отворот плунжера)характеризуется на динамограмме незначительной разницей в нагрузках при ходе вверх и вниз, т.е. динамограмма имеет форму узкой горизонтально расположенной петли, которая располагается на уровне нагрузки от веса штанг в продукции скважины, если произошел отворот плунжера или обрыв штанг у плунжера (рис. 5, а). Местоположение такой динамограммы связано с местом обрыва: петля располагается между нулевой нагрузкой и нагрузкой от веса штанг в продукции (рис. 5, б).



Рис. 5. Динамограммы при обрыве штанг (отвороте плунжера):

а - обрыв штанг у плунжера (отворот плунжера); б - обрыв штанг в середине штанговой колонны (динамограмма 1) и обрыв в верхней части колонны (динамограмма 2)