Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
301
На основании данных исследований можно определить область
влияния нагнетательных скважин и гидродинамическую связь между
скважинами и соответственно зная время закачки, определить скорость
прохождения трассеров от нагнетательной скважины, к добывающей и
т.д.
Необходимо учесть, что трассер может появиться на устье, не
предполагаемой скважины а, например, в следующем ряду добывающих
скважин или через 5 рядов добывающих скважин. Причина этого
заключается в том, что закачанная в пласт вода, движется не «единым
фронтом», а как бы «звездой», т.е. проходит по хорошопроницаемым и
промытым зонам, а есть случаи ухода воды через трещины (случай сильно
завышенного забойного давления в нагнетательной скважине).
Пример взаимодействия представлен выше.
Практический расчет параметров пласта по результатам
«КВД», «КПД» и «ИК»
Расчет параметров пласта по КВД
Исследование проводилось 03/04/2002-04/04/2002г. на скважине
132, после перестрела, ГРП. Работала фонтаном на штуцере 4мм. Пласт
ЮВ
1
2
.
Данные по скважине:
Параметр Обозначение Значение
Единицы
измерения
Динамическая
вязкость
μ 0,6859 мПа×с
Коэффициент
сжимаемости
β 13,36×10
5
1/атм
Объемный
коэффициент
В 1,0924 доли. ед.
Дебит жидкости Q 23.25 м
3
/сут
Эффективная
мощность пласта
Н 16,2 м
Замеренное
забойное давление
Рзаб 186,19 атм
Обводненность
продукции
57 %
Глубина спуска
прибора
Нсп 2250 м
Буферное давление Рбуф 12,72 атм
На рисунке 7.61 представлен график, снятый с глубинного
манометра АМТ-08.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
302
Рисунок 7.61 – Кривая восстановления давления (КВД)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
303
В таблицу 7.6 сведены данные, снятые с графика КВД
представленного на рисунке 7.61. Прибор спускался и поднимался из
скважины поинтервально. На графике в диапазоне давлений, от 0 до
187,27 точками указанны интервалы 0-500-1000-1500-2000-2250,
аналогично при подъеме прибора, в диапазоне давлений от 207,9 до 0,
интервалы 2250-2000-1500-1000-500-0. Номером обозначен порядковый
номер точки. Время исчисляется от точки с давлением Р
заб
=186,19атм., а
время в этот момент равно 0сек. Логарифм времени вычисляется как Lg
(60сек)=1,78; Lg (119сек)=2,08, и т.д. Депрессия (Р
пл
-Р
заб
) вычисляется как
давление в точке 1 (Р
заб
) равное 187,27атм. и забойное давление (Р
заб
)
равное 186,19атм., т.е. (187,27-186,19), аналогично в следующей точке
(188,18-186,19), и т.д.
На рисунке 7.62 представлена КВД, перестроенная в координатах
(Lg(t) и (Р
пл
-Р
заб
)), по данным таблицы 7.6.
Таблица 7.6
N п/п t (сек) Р (атм) Lg ( t ) (Рпл - Рзаб)
1 60 187,27 1,78 1,08
2 119 188,18 2,08 1,99
3 178 188,95 2,25 2,76
4 237 189,61 2,37 3,42
5 541 191,94 2,73 5,75
6 845 193,43 2,93 7,24
7 1140 194,46 3,06 8,27
8 1444 195,29 3,16 9,1
9 1749 195,97 3,24 9,78
10 2044 196,52 3,31 10,33
11 2348 197,03 3,37 10,84
12 2644 197,46 3,42 11,27
13 3243 198,23 3,51 12,04
14 3843 198,89 3,58 12,7
15 4442 199,46 3,65 13,27
16 5042 200,01 3,70 13,82
17 5946 200,71 3,77 14,52
18 6841 201,29 3,84 15,1
19 7744 201,81 3,89 15,62
20 8648 202,28 3,94 16,09
21 9543 202,69 3,98 16,5
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
304
Продолжение таблицы 7.6
N п/п t (сек) Р (атм) Lg ( t ) (Рпл - Рзаб)
22 10447 203,07 4,02 16,88
23 12246 203,72 4,09 17,53
24 14044 204,27 4,15 18,08
25 15843 204,75 4,20 18,56
26 17642 205,16 4,25 18,97
27 19449 205,51 4,29 19,32
28 21248 205,82 4,33 19,63
29 23047 206,12 4,36 19,93
30 24846 206,38 4,40 20,19
31 26644 206,59 4,43 20,4
32 28443 206,81 4,45 20,62
33 30242 207,00 4,48 20,81
34 32049 207,18 4,51 20,99
35 33848 207,35 4,53 21,16
36 35647 207,51 4,55 21,32
37 37446 207,64 4,57 21,45
38 39244 207,75 4,59 21,56
39 41050 207,84 4,61 21,65
40 41370 207,90 4,62 21,71
На КВД рисунок 7.62 выбираются точки №1, №2, №14 и №26.
Подбор данных точек осуществляется исходя из того, что КВД делится
условно на три участка (см. рисунок 7.40).
Первый участок, это начало КВД, т.е. до первого изгиба кривой
(острый угол к оси логарифма времени) и он показывает работу пласта в
районе фильтра (интервала перфорации) скважины.
Второй участок от первого изгиба кривой до второго изгиба
(кривая уходит резко вверх), этот участок показывает работу призабойной
зоны скважины.
Третий участок, по сути, сама КВД, вернее та её часть, по которой
рассчитываются все параметры пласта, это тот участок кривой, который
продолжается от второго изгиба кривой и образует острый угол с осью
логарифма времени, он показывает работу пласта в его удаленной зоне,
т.е. на контуре питания.
В данном случае на рисунке 7.62 представлена КВД скважины,
которая до снятия КВД работала фонтаном, условно говоря, освоена, т.е.
по сути, третий участок КВД – работа контура питания.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
305
Рисунок 7.62 – Кривая восстановления давления (КВД) в координатах ΔР и Lg(t)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
306
В большинстве своем, когда снимается КВД, после того как
скважину освоили полностью, фонтанирования не происходит, КВД
получается с тремя участками как описано выше, и параметры такие как,
гидропроводность, пьезопроводность, проницаемость и скин-эффект
определяются на трех участках, т.е. на фильтре, в призабойной зоне
пласта и удаленной зоне пласта, соответственно, истинными будут
параметры удаленной зоны пласта. Скин-эффект определяется для того,
чтобы определить изменения состояния пласта на фильтре, в призабойной
зоне скважины и удаленной зоне скважины.
В данном случае, для определения угла кривой было выбрано 4
точки, т.к. скважина фонтанировала, это 2 и 3 участок кривой, рисунок
7.62.
Расчет параметров:
Угол «I
1
» получается между кривой соединяющей точки 1 и 2 и её
проекцией на ось логарифма времени.
)lg()lg(
12
12
1
tt
PP
(7.54)
Угол «I
2
» получается между кривой соединяющей точки 14 и 26 и
её проекцией на ось логарифма времени.
)lg()lg(
1426
1426
2
tt
PP
(7.55)
Гидропроводность первого участка определяется по формуле:
11
12.2
I
BQ
h
ж
(7.56)
Гидропроводность второго участка определяется по формуле:
22
12.2
I
BQ
h
ж
(7.57)
Проницаемость первого участка определяется по формуле:
100
1
1
эф
h
m
h
(7.58)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
307
Проницаемость второго участка определяется по формуле:
100
2
2
эф
h
m
h
(7.59)
Пьезопроводность первого участка определяется по формуле:
11
(7.60)
Пьезопроводность второго участка определяется по формуле:
22
(7.61)
Скин-эффект определяется в точках 1 и 2 начало КВД и в точках 39
и 40 конец КВД
Скин-эффект в точках 1 и 2 определяется по формуле:
)log(151.1
12
21
12
1
tt
PP
S
(7.62)
Скин-эффект в точках 39 и 40 определяется по формуле:
)log(151.1
3940
4039
3940
2
tt
PP
S
(7.63)
Данные сводятся в таблицу 7.7
Таблица 7.7
Наименование
параметра
Обозначение
Численное
значение
Единицы
измерения
Угол I
1
3,0598962 град
Угол I
2
9,473053 град
Гидропроводность kh/m
1
17,59680 д.см/спз
Гидропроводность kh/m
2
5,6839538 д.см/спз
Проницаемость k
1
0,0074504 дарси
Проницаемость k
2
0,0024066 дарси
Пьезопроводность χ
1
81,304 см
2
/сек
Пьезопроводность χ
2
26,262077 см
2
/сек
Скин-эффект S
1
-0,00418306 (1-2)
Скин-эффект S
2
-3,26327136 (39-40)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
308
По результатам кривой восстановления давления строится
индикаторная кривая (ИК). Строится в координатах «Р
заб
и Q
ж
».
Забойное давление берётся в графике КВД. Дебит в каждой точке
рассчитывается по формуле:
012.08640010
01
01
1
tt
PP
Q
(7.64)
где:
Р
1
– давление в точке №1, атм;
Р
0
– давление в точке №0, атм;
t
1
– время в точке №1, сек;
t
2
– время в точке №0, сек;
86400 – количество секунд в сутках;
0,012 – объем жидкости в 1 метре эксплуатационной колонны
Ǿ146мм, м
3
;
Дебит в точке 2, 3, 4, 5 и т.д. вычисляется аналогично:
012.08640010
12
12
2
tt
PP
Q
(7.65)
Для расчета коэффициента продуктивности выбираются точки 14 и
26, так как они характеризуют удаленную зону пласта.
Коэффициент продуктивности рассчитывается по формуле:
1426
2614
PP
QQ
жж
пр
(7.66)
Депрессия вычисляется по формуле:
заб
PPP
1414
(7.67)
где:
P
14
– давление в точке 14, атм;
Р
заб
– давление в точке 0, (см. данные по скважине Р
заб
), атм.
Аналогично в точке 26.
Примечание: При полностью восстановленном пластовом
давлении, конечные точки КВД лягут на прямую параллельную оси
времени, и соответственно расчетный дебит в последней точке кривой
будет равен 0м
3
/сут. Судя по данным полученным расчетным путем,
дебит в последней точке №40 графика КВД равен 0,5-0,6м
3
/сут, т.е.
давление восстановилось не полностью.
Проведя кривую, (рисунок 7.63), через точки 14 и 26 мы можем
получить пластовое давление.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
309
Рисунок 7.63 – Индикаторная крива построенная по результатам КВД
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
310
Полученные данные и график «ИК» представлен на рисунке 7.63.
Полученные данные сведены в таблицу 7.8.
Таблица 7.8
Наименование
параметра
Обозначение
Численное
значение
Единицы
измерения
Пластовое
давление
Р
пл
210 атм
Коэффициент
продуктивности
К
пр
1,442087 м
3
/сут×атм
По полученным данным, путем подстановки в формулу притока
7.34, можно получить расчетный ожидаемый дебит скважины, при этом
забойное давление можно изменять для получения необходимого дебита.
Расчет параметров пласта по КПД
Исследование проводилось 18/08/2003-19/08/2003г. на скважине
158. Пласт АВ
1
3
.
Данные по скважине:
Параметр Обозначение Значение
Единицы
измерения
Динамическая
вязкость
μ 0,6859 мПа×с
Коэффициент
сжимаемости
β 12,0×10
5
1/атм
Объемный
коэффициент
В 1,023 доли. ед.
Приемистость
скважины
Q 400 м
3
/сут
Эффективная
мощность пласта
Н 6,9 м
Замеренное
забойное давление
на забое
Р
заб
263,19 атм
Замеренное
давление
нагнетания на устье
Р
наг
94,69 атм
Глубина спуска
прибора
Н
сп
1700 м
Избыточное
давление на забое
Р
заб
191,57 атм
Избыточное
давление на устье
Р
буф
23,07 атм
На рисунке 7.64 представлен график, снятый с глубинного
манометра АМТ-08.