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 Q» 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 b_в 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 b_чв –сжимаемость чистой негазированной воды;

К – коэффициент Сеченова, зависящий от пластовой температуры;

С – минерализация воды, г/л;

G_чв – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м³/м³.

Сжимаемость чистой негазированной воды b_чв 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 G_чв пределяется по графику см. рисунок 1.2.

Рисунок 1.2 – Кривые изменения коэффициента растворимости газа G_чв 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 ρ_вст – плотность воды в стандартных условиях вычисляемая по формуле:

(1.3)

С – массовая концентрация солей, %;

R_в – газосодержание воды, м³/м³;

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

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

Вязкость пластовой воды m_в 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 b_чв.

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

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, м³/м³;

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

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

 

, (1.8)

где ρ_н (p_нас) – 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 rнд^20, кг/м^3	Тип нефти по ГОСТ Р 51858-2002	Плотность rнд^20, кг/м^3	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 15,6^оС.

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 (T_Ц) в градусы по Фаренгейту (T_Ф) 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 m_н (p_нас) 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 ρ_н – плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³.

 

Исходные данные:

Параметр	Размерность	Значение
Плотность нефти при t=20^oC (rнд^20)	кг/м^3
Газовый фактор (Г)	м^3/м^3
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 P_заб от Q»

 

Теоретический материал:

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

Индикаторная линия строится по результатам замеров забойного давления P_забi и дебитов Q_i на режимах исследования, включая режим - замер пластового давления P_пл.

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;

P_пл – 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, м^3/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 P_заб от Q.

2. Определить значения фильтрационного коэффициента A и P_пл.

3. Определить значения коэффициента продуктивности скважины h.

 

Лабораторная работа №3

«Интерпретация результатов исследования на установившихся режимах

в координатах D P от Q»

 

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 P_i = P_пл – P_забi – депрессия на i -том режиме исследования, МПа;

A – фильтрационный коэффициент, обратный коэффициенту продуктивности.

Q_i – 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 × Q_i равно потерям давления из-за вязкостного трения; B × Q_i 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 Q_i, 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 f_сi – 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 P_i, соответствующей режиму исследования скважины, определяют функцию D f_сi по уравнениям (3.7) или (3.8).

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

 

(3.11)

 

Рассчитав для каждого режима значения D f_сi /Qi, перестраивают ИЛ в координатах D f_с / 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 f_с / 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, м^3/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;

t_КВД – 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 ·t_КВД.