Гидродинамические исследования скважин и пластов 


Мы поможем в написании ваших работ!



ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Гидродинамические исследования скважин и пластов



ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

 

Методические указания
для лабораторных работ по направлению «Гидродинамические исследования скважин и пластов»

 

Составители:

 

Савастьин Михаил Юрьевич,

Кандидат технических наук, доцент кафедры РЭНГМ,

 

 

Тюмень

ТИУ

2016
СОДЕРЖАНИЕ

 

1 Лабораторная работа №1 «Определение свойств пластовой воды, нефти и горной породы в пластовых условиях»   2 Лабораторная работа №2 «Интерпретация результатов исследования на установившихся режимах в координатах Pзаб от 3 Лабораторная работа №3 «Интерпретация результатов исследования на установившихся режимах в координатах D P от Q»   4 Лабораторная работа №4 «Обработка КВД без учета притока»   5 Лабораторная работа №5 «Исследование методом гидропрослушивания»   6 Лабораторная работа №6 «Распределение температуры по стволу скважины »                      

Лабораторная работа №1

«Определение свойств пластовой воды, нефти и горной породы в пластовых условиях»

Задание 1. Расчет свойств пластовой воды в пластовых условиях

Теоретический материал:

Коэффициент сжимаемости пластовой воды bв зависит от давления, температуры, минерализации и количества растворенного газа. В диапазоне давлений от 7 до 30 МПа и интервале температур от 20 до 100°С изменяется в пределах (3,8 ¸ 4,8) × 10-4, а при наличии растворенного газа увеличивается. Коэффициент сжимаемости пластовой воды можно рассчитать по формуле:

(1.1)

где bчв –сжимаемость чистой негазированной воды;

К – коэффициент Сеченова, зависящий от пластовой температуры;

С – минерализация воды, г/л;

Gчв – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м33.

Сжимаемость чистой негазированной воды bчв пределяется по графику см. рисунок 1.1.

Рисунок 1.1 – Кривые изменения коэффициента сжимаемости чистой воды в зависимости от температуры и давления (МПа). (42,2 – значение давления, МПа)

Коэффициент растворимости газа в чистой воде Gчв пределяется по графику см. рисунок 1.2.


Рисунок 1.2 – Кривые изменения коэффициента растворимости газа Gчв в чистой воде (35,1 – давление, МПа).

Коэффициент Сеченова К определяется по графику на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 – Зависимость коэффициента Сеченова К от температуры.

Плотность пластовой воды есть функция давления Р, температуры Т, концентрации растворенных солей С и газонасыщенности. При известном коэффициенте сжимаемости газонасыщенной воды плотность пластовой воды рассчитывается по формуле:

(1.2)

 

где ρвст – плотность воды в стандартных условиях вычисляемая по формуле:

(1.3)

С – массовая концентрация солей, %;

Rв – газосодержание воды, м33;

bвг – коэффициент сжимаемости газонасыщенной пластовой воды, 1/МПа;

a – термический коэффициент объемного расширения воды, равный a = 5×10-4, 1/оK.

Вязкость пластовой воды mв есть функция температуры и концентрации солей. Влияние давления незначительно. Вязкость пластовой воды в диапазоне температур от 20 до 100°С при концентрации солей не выше 6% рассчитывается по формуле:

(1.4)

где Т – температура, оС

При концентрации солей больше 6%, вязкость воды можно определить по графикам на рисунке 1.4.

Исходные данные:

Параметр Размерность Значение
Пластовое давление бар  
Температура оК  
Массовая концентрация солей Св %  

Порядок расчета:

1. По графику на рисунке 1.1 определить сжимаемость чистой негазированной воды bчв.

2. По графику на рисунке 1.2 определить растворимость природного газа в воде Gчв.

3. По графику на рисунке 1.3 определить значение коэффициента Сеченова К.

4. Рассчитать коэффициент сжимаемости пластовой воды по формуле (1.1).

5. По формуле (1.2) рассчитать плотность пластовой воды.

6. В зависимости от концентрации солей определить вязкость пластовой воды по формуле (1.3) либо по графику на рисунке (1.4).

Рисунок 1.4 – Графики изменения вязкости воды в зависимости от температуры и концентрации солей NaCl. (26 % – концентрация NaCl; 14,1 – давление, МПа)

 

Задание 2. Расчет свойств нефти в пластовых условиях

Теоретический материал:

Плотность пластовой нефти равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость.

Плотность дегазированной нефти в зависимости от температуры t можно с высокой степенью достоверности определить по формуле:

 

, (1.5)

где – плотность дегазированной нефти при известной температуре t 0;

x – поправка на температуру:

(1.6)

 

Плотность газонасыщенной нефти при заданной температуре и давлении насыщения можно определить по формуле:

 

, (1.7)

где Г – газовый фактор, м33;

ρнд (t) – плотность дегазированной нефти при заданной температуре.

Изменение плотности газонасыщенной нефти в зависимости от давления можно учесть по формуле:

 

, (1.8)

где ρн (pнас) – плотность газонасыщенной нефти при давлении насыщения.

 

Для расчета вязкости нефти для выбора расчетной формулы необходимо определить к какому типу относится нефть.

Таблица 1.1

Классификация нефтей в зависимости от их плотности

Плотность rнд20, кг/м3 Тип нефти по ГОСТ Р 51858-2002 Плотность rнд20, кг/м3 Тип нефти по ГОСТ Р 51858-2002
750 – 830   870,1 – 895  
830,1 – 850   895,1 – 1000  
850,1 – 870      

0 – особо легкая нефть, 1 – легкая, 2 – средняя, 3 – тяжелая, 4 – битуминозная.

 

Из таблицы 1.2 выбирается расчетная формула для соответствующего типа нефти. В этих формулах: T – температура в градусах по Фаренгейту; API – плотность нефти в градусах API. Необходимо учитывать, что плотность в градусах API определяется при температуре 15,6оС.

Вязкость, определенная по данным формулам будет иметь размерность мПа×с.


Таблица 1.2

Аналитические зависимости для определения вязкости дегазированной нефти при заданной температуре

Тип нефти Адаптированное уравнение
 
 
 
 
 

 

Перевод температуры из градусов Цельсия (TЦ) в градусы по Фаренгейту (TФ) производится по формуле:

(1.9)

Перевод плотности в градусы API производится по формуле:

(1.10)

В общем виде уравнение для расчета вязкости нефти при давлении насыщения mн (pнас) записывается как:

(1.11)

Наиболее точным выражением для определения коэффициентов a и b является зависимость предложенная Chew и Connally:

(1.12)

(1.13)

На завершающем этапе определяется вязкость насыщенной нефти при давлении выше давления насыщения:

(1.14)

 

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти определяем по аппроксимации зависимости сжимаемости нефти от плотности в пластовых условиях, построенной на основе результатов анализов глубинных проб нефти месторождений Западной Сибири:

 

(1.15)

 

где ρн – плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3.

 

Исходные данные:

Параметр Размерность Значение
Плотность нефти при t=20o C (rнд20) кг/м3  
Газовый фактор (Г) м33  
Давление насыщения (pнас) бар  
Давление бар  
Температура оС  

 

Порядок расчета:

Для расчета плотности нефти в пластовых условиях:

1. По формуле (1.5) рассчитывается плотность нефти с учетом заданной температуры.

2. По формуле (1.7) определяется плотность газонасыщенной нефти при заданной температуре и давлении насыщения.

3. Используя формулу (1.8), плотность нефти пересчитывается с условий давления насыщения на требуемое давление.

Для расчета вязкости нефти в пластовых условиях:

1. По формуле (1.5) рассчитывается плотность при температуре 15,6 оС и переводится в градусы АPI по формуле (1.10).

2. Температура из оС переводится в градусы по Фаренгейту по формуле (1.9).

3. В соответствии с данными таблицы 1.1 определяется тип нефти и по таблице 1.2 выбирается расчетная формула для определения вязкости дегазированной нефти.

4. По формуле (1.11) вязкость дегазированной нефти пересчитывается на условия газонасыщенной нефти при давлении насыщения.

5. Определяется вязкость нефти в пластовых условиях по формуле (1.14).

Для расчета коэффициента сжимаемости нефти с учетом плотности в пластовых условиях применяем формулу (1.15).

 

Задание 3. Расчет коэффициента упругоемкости пластовой системы

 

Теоретический материал:

Для определения значения коэффициента сжимаемости горной породы для коллектора, представленного песчаником, можно воспользоваться корреляционной зависимостью Холла-Щелкачева:

 

(1.16)

Текущую водонасыщенность пласта вблизи скважины можно косвенно определить по данным обводненности продукции скважины по формуле:

(1.17)

где dв – текущая водонасыщенность, определяется по формуле:

(1.18)

 

Исходные данные:

Параметр Размерность Значение
Пористость, m д.е. 0,17
Насыщенность пор связанной водой, Sв д.е. 0,35
Обводненность скважинной продукции, nв д.е. 0,2

 

Порядок расчета:

1. По формуле (1.16) определяется сжимаемость скелета горной породы.

2. Текущую водонасыщенность пласта получаем из формулы (1.17).

3. По формуле (1.17) определяем коэффициент упругоемкости пласта.

 


Лабораторная работа №2

«Интерпретация результатов исследования на установившихся режимах

в координатах Pзаб от

 

Теоретический материал:

Обработка результатов исследования в координатах Pзаб от Q рекомендуется для прямолинейной формы ИЛ, т.е. когда реализуетсялинейный закон фильтрации.

Индикаторная линия строится по результатам замеров забойного давления Pзабi и дебитов Qi на режимах исследования, включая режим - замер пластового давления Pпл.

В основу обработки индикаторной линии (при линейном законе фильтрации) положено уравнение прямой вида:

 

, (2.1)

 

где А – угловой коэффициент графика ИЛ, равный обратной величине h коэффициента продуктивности скважины, МПа/м3/сут;

Pпл отрезок, отсекаемый ИЛ на оси давления, Мпа.

Обычно коэффициент продуктивности по ИЛ в этих координатах определяется графически.

 


Как уже было сказано, в данном случае коэффициент продуктивности определится как величина обратная фильтрационному коэффициенту А:

( 2.2)

Исходные данные:

Таблица 2.1

Исходные данные для построения индикаторной линии

Q, м3/сут Pзаб, бар
    174.3
    169.0
    148.3
    127.6
    103.9
    73.7

 

Порядок расчета:

1. На основе данных из таблицы 2.1 построить индикаторную линию в координатах Pзаб от Q.

2. Определить значения фильтрационного коэффициента A и Pпл.

3. Определить значения коэффициента продуктивности скважины h.

 


Лабораторная работа №3

«Интерпретация результатов исследования на установившихся режимах

в координатах D P от

 

Теоретический материал:

Обработка индикаторных линий в этих координатах предполагает, что пластовое давление известно и рекомендуется как для прямолинейной, так и криволинейной формы ИЛ. В случае прямой ИЛ установившаяся фильтрация жидкости в пласте описывается зависимостью:

 

, (3.1)

 

где D Pi = PплPзабi депрессия на i -том режиме исследования, МПа;

A – фильтрационный коэффициент, обратный коэффициенту продуктивности.

Qi – дебит скважины на режиме, м3/сут;

Коэффициент продуктивности определяется графически, как величина, обратная фильтрационному коэффициенту А.

Рисунок 3.1 – Обработка индикаторной линии при линейном законе фильтрации в координатах D P от Q

 

Криволинейная форма индикаторной линии скважины работающей с забойным давлением выше давления насыщения обусловлена нарушением линейного закона фильтрации Дарси.

Основными причинами искривления ИЛ при движении однородной жидкости являются:

1. Инерционные сопротивления и переход от ламинарного течения жидкости к турбулентному;

2. Существенная зависимость свойств пласта и жидкости от изменения давления.

Для установления причин искривления ИЛ необходимо перестроить в координатах: D P / Q от Q. Индикаторная линия, перестроенная в данных координатах будет иметь один из трех видов, показанных на рисунке 3.2:

 

Рисунок 2.2 – Анализ причин нарушения линейного закона фильтрации:

1 – нарушение линейного закона фильтрации за счет инерционных сил;

2 – нарушение линейного закона фильтрации за счет деформации (сжатие трещин) и инерционных сопротивлений;

3 – нарушение линейного закона фильтрации за счет раскрытия трещин и инерционных сопротивлений

 

Если линия, построенная в данных координатах имеет вид 1 – считают, что нарушение линейного закона фильтрации произошло вследствие возникновения инерционного сопротивления в призабойной зоне скважины. Приток жидкости в этом случае описывается квадратичным уравнением фильтрации:

. (3.2)

В уравнении 2.2 произведение А × Qi равно потерям давления из-за вязкостного трения; B × Qi 2 – выражает интегральный эффект инерционных сил. При малых значениях В уравнение 3.2 переходит в уравнение 3.1.

Для удобства обработки левую и правую часть уравнения (3.2) необходимо разделить на Qi, преобразовав его тем самым к уравнению прямой в координатах D P / Q от Q:

(3.3)

Коэффициенты A и B определяются по графику, построенному в координатах D P / Q от Q:

A – численно равен отрезку, отсекаемому ИЛ на оси ординат;

B – численно равен тангенсу угла наклона ИЛ.

Рисунок 2.3 – Обработка индикаторной линии при квадратичном законе фильтрации.

Ввиду криволинейного характера ИЛ коэффициент продуктивности (приемистости) является величиной переменной с ростом депрессии (репрессии) на пласт. Численно коэффициент продуктивности h равен тангенсу угла наклона хорды, проведенной из начала координат к точке ИЛ, характеризующей работу скважины на рассматриваемом режиме и выражается зависимостью:

. (3.4)

Максимальное значение коэффициент продуктивности принимает в начале координатной линии:

. (3.5)

 

Если перестроенная ИЛ в координатах D P / Q от Q имеет начальный прямолинейный участок, а в конце искривлена вверх, в случае добывающей (см. рисунок 3.2, линия 2), или вниз, в случае нагнетательной скважины (см. рисунок 3.2 линия 3), то нарушение линейного закона фильтрации происходит как вследствие деформационных изменений, так и за счет сил инерции.

Установившийся приток жидкости к скважине в деформируемом пласте при наличии инерционных сопротивлений течению описывается зависимостью:

, (3.6)

где D fсi – учитывает дополнительные сопротивления, возникающие вследствие деформации коллектора.

Для случая добывающей скважины функцию вычисляют по формуле:

, (3.7)

Для нагнетательной соответственно:

, (3.8)

где a – параметр деформации, 1/МПа; для добывающей скважины a > 0, а для нагнетательной a < 0.

Коэффициенты a, А и В определяются следующим образом. Сначала определяют параметр a. Для этого на ИЛ в координатах D P от Q берут три точки. Причем точки выбирают так: одну в конце ИЛ, а две другие таким образом, чтобы ИЛ была разделена ими на три, примерно равные части (см. рисунок 3.4).


Рисунок 3.4 – Выбор точек для определения параметра деформации.

 

Затем определяют по зависимости:

, (3.9)

где

(3.10)

Далее, для каждой величины D Pi, соответствующей режиму исследования скважины, определяют функцию D fсi по уравнениям (3.7) или (3.8).

Также как для квадратичного режима фильтрации, исходное уравнение (3.6) преобразуют к виду прямой в координатах D fс / Q от Q:

 

(3.11)

 

Рассчитав для каждого режима значения D fсi /Qi, перестраивают ИЛ в координатах D fс / Q от Q и стандартным способом находят коэффициенты уравнения А и В, см. рисунок 3.5.

 

Рисунок 3.5 – Обработка индикаторной линии с учетом деформации коллектора

 

Если в координатах D fс / Q от Q перестроенная ИЛ горизонтальная, то коэффициент B = 0, и нарушение линейной фильтрации происходит только в результате деформационных изменений.

Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины для каждого режима работы скважины выражается зависимостью:

, (3.12)

где знак «-» берется в случае добывающей скважины, а «+» – нагнетательной.

Как и для квадратичного закона фильтрации, очевидно, Максимальное значение коэффициент продуктивности принимает в начале координатной линии:

(3.13)

 


Исходные данные:

Таблица 3.1

Исходные данные для построения индикаторной линии

Q, м3/сут DP, бар
    31.8
    56.1
    95.5
    145.7
    217.2
    333.6

 

Порядок расчета:

1. Построить индикаторную линию в координатах D P от Q.

2. Если построенная ИЛ соответствует линейному закону фильтрации – провести обработку согласно уравнению фильтрации (2.1). Если ИЛ криволинейна – провести анализ причин нарушения линейного закона фильтрации (см. рисунок 3.2)

3. При квадратичном законе фильтрации провести обработку ИЛ в соответствии с формулой (3.2).

4. При наличии влияния деформации коллектора провести обработку ИЛ в соответствии с формулой (3.6).

5. Определить коэффициент продуктивности скважины (в случае нарушения линейного закона фильтрации определить коэффициенты продуктивности для каждого режима).


Лабораторная работа 4

«Обработка КВД без учета притока»

 

Для определения метода обработки КВД без учета притока проверяется выполнение условия следующего вида:

(4.1)

где T – время работы скважины на установившемся режиме перед остановкой;

d – максимальная погрешность в д.е. определения асимптоты (конечного прямолинейного участка) и, соответственно, параметров пласта;

tКВД – общее время снятия кривой восстановления давления

Если условие выполняется, то применяется метода «Касательной», если не выполняется – метод «Хорнера».

Например, если задаться погрешностью определения асимптоты 10%, то для использования метода касательной время работы скважины на режиме перед остановкой скважины T должно быть больше или равно 9 ·tКВД.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

 

Методические указания
для лабораторных работ по направлению «Гидродинамические исследования скважин и пластов»

 

Составители:

 

Савастьин Михаил Юрьевич,



Поделиться:


Последнее изменение этой страницы: 2017-02-19; просмотров: 740; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 54.242.191.214 (0.141 с.)