Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
311
В таблицу 7.9 сведены данные, снятые с графика КПД
представленного на рисунке 7.64. Номером обозначен порядковый номер
точки. Время исчисляется от точки с давлением Р
заб
=263,19атм., а время в
этот момент равно 0сек. Логарифм времени вычисляется как Lg
(57сек)=1,76; Lg (122сек)=2,09, и т.д. Депрессия (Р
заб
-Р
пл
) вычисляется как
давление в точке 1 (Р
заб
) равное 255,77атм. и забойное давление (Р
заб
)
равное 263,19атм., т.е. (263,19-255,77), аналогично в следующей точке
(263,19-252,45), и т.д.
Кривая падения давления перестраивается в координатах lg(t) и
ΔP(Р
заб
-Р
пл
), рисунок 7.65.
Таблица 7.9
N п/п t (сек) Р(атм) Lg( t ) (Р
пл
-Р
заб
)
1 57 255,77 1,76 7,42
2 122 252,45 2,09 10,74
3 187 250,05 2,27 13,14
4 252 247,84 2,40 15,35
5 309 246,24 2,49 16,95
6 374 244,58 2,57 18,61
7 431 243,31 2,63 19,88
8 492 242,05 2,69 21,14
9 549 241,04 2,74 22,15
10 610 240,04 2,79 23,15
11 671 239,11 2,83 24,08
12 736 238,26 2,87 24,93
13 1041 235 3,02 28,19
14 1316 232,94 3,12 30,25
15 1656 231 3,22 32,19
16 1953 229,66 3,29 33,53
17 2251 228,54 3,35 34,65
18 2825 226,78 3,45 36,41
19 3407 225,28 3,53 37,91
20 4007 223,85 3,60 39,34
21 4607 222,71 3,66 40,48
22 5207 221,76 3,72 41,43
23 7007 219,09 3,85 44,1
24 8807 216,98 3,94 46,21
25 11027 214,8 4,04 48,39
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
312
Продолжение таблицы 7.9
N п/п t (сек) Р(атм) Lg( t ) (Р
пл
-Р
заб
)
26 12707 213,42 4,10 49,77
27 14447 212,12 4,16 51,07
28 17867 209,84 4,25 53,35
29 21947 207,41 4,34 55,78
30 25187 205,84 4,40 57,35
31 29087 204,13 4,46 59,06
32 33047 202,62 4,52 60,57
33 36947 201,28 4,57 61,91
34 39827 200,38 4,60 62,81
35 43067 199,44 4,63 63,75
36 46847 198,46 4,67 64,73
37 50747 197,45 4,71 65,74
38 53987 196,73 4,73 66,46
39 57767 196,15 4,76 67,04
40 61307 195,56 4,79 67,63
41 64727 195,03 4,81 68,16
42 68327 194,36 4,83 68,83
43 72227 194,01 4,86 69,18
44 75827 192,59 4,88 70,6
45 82127 192,31 4,91 70,88
46 85847 191,67 4,93 71,52
На КПД рисунок 7.65 выбираются точки. Подбор данных точек
осуществляется исходя из того, что КПД, как и КВД, делится условно на
три участка (см. рисунок 7.40).
Первый участок, это начало КПД, 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 вверх), этот участок показывает работу призабойной зоны
скважины.
Третий участок, по сути, сама КПД, 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.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
313
Рисунок 7.64 – Кривая падения давления (КПД)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
314
Рисунок 7.65 – Кривая падения давления (КПД) в координатах ΔР и Lg(t)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
315
В данном случае на рисунке 7.65 представлена КПД скважины,
которая до снятия КПД, находится в постоянной работе, т.е. по сути,
третий участок КПД – работа контура питания.
В большинстве случаев, когда снимается КПД, скважина находится
в постоянной работе и её приемистость постоянна. Расчет параметров
ведется аналогично, 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 параметров выбрано 3 участка,
рисунок 7.65, это точки №1, №2, №16, №22 №30, №38.
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
(7.68)
Угол «I
2
» получается между кривой соединяющей точки 16 и 22 и
её проекцией на ось логарифма времени.
)lg()lg(
1622
1622
2
tt
PP
(7.69)
Угол «I
3
» получается между кривой соединяющей точки 30 и 38 и
её проекцией на ось логарифма времени.
)lg()lg(
3038
3038
2
tt
PP
(7.70)
Гидропроводность первого участка определяется по формуле:
11
12.2
I
BQ
h
ж
(7.71)
Гидропроводность второго участка определяется по формуле:
22
12.2
I
BQ
h
ж
(7.72)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
316
Гидропроводность третьего участка определяется по формуле:
33
12.2
I
BQh
ж
(7.73)
Проницаемость первого участка определяется по формуле:
100
1
1
эф
h
m
h
(7.74)
Проницаемость второго участка определяется по формуле:
100
2
2
эф
h
m
h
(7.75)
Проницаемость третьего участка определяется по формуле:
100
3
3
эф
h
m
h
(7.76)
Пьезопроводность первого участка определяется по формуле:
11
(7.77)
Пьезопроводность второго участка определяется по формуле:
22
(7.78)
Пьезопроводность третьего участка определяется по формуле:
33
(7.79)
Скин-эффект определяется в точках 1 и 2 начало КВД и в точках 45
и 46 конец КПД.
Скин-эффект в точках 1 и 2 определяется по формуле:
)log(151.1
12
21
12
1
tt
PP
S
(7.80)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
317
Скин-эффект в точках 45 и 46 определяется по формуле:
)log(151.1
3546
4546
4645
2
tt
PP
S
(7.81)
Данные сводятся в таблицу 7.10.
Таблица 7.10
Наименование
параметра
Обозначение
Численное
значение
Единицы
измерения
Угол I
1
10,045842 град
Угол I
2
18,549594 град
Угол I
3
27,513286 град
Гидропроводность kh/m
1
86,354529 д. см/спз
Гидропроводность kh/m
2
46,766738 д. см/спз
Гидропроводность kh/m
3
31,530366 д. см/спз
Проницаемость k
1
0,085841408
дарси
Проницаемость k
2
0,046488849
дарси
Проницаемость k
3
0,031343012
дарси
Пьезопроводность χ
1
1042,9291
см
2
/сек
Пьезопроводность χ
2
564,8156777
см
2
/сек
Пьезопроводность χ
3
380,8015259
см
2
/сек
Скин-эффект S
1
-0,7351363
(1-2)
Скин-эффект S
2
-2,0851871
(45-46)
По результатам кривой падения давления строится индикаторная
кривая (ИК). Строится в координатах Р
заб
и Q
ж
.
Забойное давление берётся в графике КПД. Приемистость в каждой
точке рассчитывается по формуле 7.82:
Полученные данные и график «ИК» представлен на рисунке 7.66.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
318
Рисунок 7.66 – Индикаторная кривая, построенная по результатам КПД
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
319
033.08640010
01
01
1
tt
PP
Q
(7.82)
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;
0,033 – внутренний объем жидкости в 1 метре НКТ 73мм, м
3
;
Приемистость в точке 2, 3, 4, 5 и т.д. вычисляется аналогично:
033.08640010
12
12
2
tt
PP
Q
(7.83)
Для расчета коэффициента приемистости выбираются точки 14 и
22, так как они находятся на изгибе кривой.
Коэффициент приемистости рассчитывается по формуле:
2214
1422
PP
QжQж
пр
(7.84)
Депрессия вычисляется по формуле:
пл
PPP
1414
(7.85)
где:
P
14
– давление в точке 14, атм;
Р
пл
– ожидаемое пластовое давление, полученное построением, атм.
Аналогично в точке 22.
Пластовое давление получаем построением, проводим кривую на
пересечение с осью «Y», см рисунок 7.66.
Примечание: При полностью восстановленном пластовом
давлении конечные точки КПД лягут на прямую параллельную оси
времени, и соответственно расчетная приемистость в последней точке
кривой будет равна 0м
3
/сут. Судя по данным полученным расчетным
путем, приемистость в последней точке №46 графика КПД равна 0,5-
0,1м
3
/сут, т.е. давление восстановилось не полностью.
Проведя кривую, через точки 14 и 22 на ось «Х» мы можем
получить приемистость при данном коэффициенте приемистости.
Полученные данные сведены в таблицу 7.11.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
320
Таблица 7.11
Наименование
параметра
Обозначение
Численное
значение
Единицы
измерения
Пластовое
давление
Р
пл
191 атм
Коэффициент
продуктивности
К
пр
1,51 м
3
/сут×атм
По полученным данным, путем подстановки коэффициента
приемистости, в формулу 7.42, можно получить расчетную ожидаемую
приемистость скважины, при этом, забойное давление можно изменять
для получения необходимой приемистости.
Расчет коэффициента продуктивности по результатам
индикаторной кривой (ИК)
Индикаторная кривая, полученная по результатам замеров при
установившихся режимах фильтрации, строится и рассчитывается, как и
индикаторная по КПД и КВД. Для построения индикаторной кривой
данные дебита (расхода) и забойного давления снимаются на устье, дебит
по ГЗУ, расход по СВУ, а давление устьевое с пересчетом на забойное
давление. Если индикаторная записана глубинным прибором, то давление
пересчитывается на забой скважины. Точки для расчета коэффициента
подбираются на изгибе построенной ИК.
7.12 Исследование газлифтных скважин
Исследование газлифтных скважин необходимо для:
установления режима работы скважины с минимальным расходом
нагнетаемого газа;
снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;
определения глубины ввода газа в лифт;
снятия профиля притока при эксплуатации многопластового
горизонта с помощью скважинных дебитомеров.
При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация,
т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление, наблюдается,
когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части
кривой «Q(V)», которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е.
на левой крутой ветви кривой «q(V)». При пульсирующем режиме работы
скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при
работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов
борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.