Визначення рівняння притоку,вибійних тисків та дебітів фонтанної нафтової свердловини за нелінійними індикаторними кривими

Міністерство освіти і науки

Київський національний університет імені Тараса Шевченка

Геологічний факультет

Кафедра геології нафти і газу

Креативна розрахункова робота 18-КР-2013

з дисципліни «Нафтогазопромислова геологія»:

«Визначення рівняння притоку,вибійних тисків та дебітів фонтанної нафтової свердловини за нелінійними індикаторними кривими»

Виконав:

студент ІV курсу

групи «Геоінформатики»

Халімендік Валерій Дата здачі на кафедру____2013

Перевірив: доцент

А.В. Полівцев____

Київ – 2013, осінній семестр

Розрахункова робота № 18-КР-2013

Визначення рівняння притоку,вибійних тисків та дебітів фонтанної нафтової свердловини за нелінійними індикаторними кривими

Детальне спостереження за режимом експлуатації свердловин та ретельний облік видобутку необхідні для промислової оцінки нафтоносних пластів, встановлення оптимального режиму роботи. Причому, треба зазначити, що завжди при любому виду свердловини й типу її експлуатації, ведеться постійний моніторинг пластового і забойного тисків за допомогою монометрів.

Визначення дебіту свердловини.Облік видобутку рідини здійснюють або спеціальними механічними лічильниками, що дозволяють заміряти дебіт безперервно і окремо для кожної свердловини (для чого необхідно попередньо відокремити від нафти воду, газ, а також очистити її від піску і бруду), або шляхом виміру в резервуарі видобутку групи свердловин з подальшим розподілом дебітів по свердловинах, або шляхом виміру продуктивності свердловин в резервуарі по черзі, направляючи продукцію даної свердловини в резервуар протягом деякого часу, що залежить від характеру подачі рідини у свердловини. На підставі такого виміру визначають дебіт свердловини за 1 годину, а потім обчислюють добовий видобуток свердловини, множачи часовий дебіт на число фактичних годин її експлуатації протягом доби. У цьому випадку вважають, що свердловина протягом добового періоду експлуатації дає більш або менш рівномірну видобуток. Якщо відомо, що режим свердловини протягом доби значно змінюється, проводять повторні заміри дебіту, на підставі яких виводять середній завмер.[1]

Дослідження обводнення нафти. Для безперервного контролю за обводненням нафти при роботі свердловин розроблено метод, що дозволяє безперервно визначати вміст води в нафтовому потоці. Безводна нафта, як відомо, є гарним діелектриком (діелектрична проникність е = 2,1 - 2,5), тоді як діелектрична проникність мінералізованих вод досягає 80. Така різниця в діелектричної проникності води та нафти дозволила створити вологомір порівняно високої чутливості. Принцип діїприладу полягає у вимірюванні ємності конденсатора, утвореного двома електродами, опущеними в аналізовану водо-нафтову суміш.[2]

Дослідження газу.Замір газу, що видобувається краще всього вести цілодобово за допомогоюавтоматичних приладів (самописного витратоміра). При відсутностітакого витратоміра для виміру видобутку газу слід користуватисядиференціальним манометром. У цьому випадку замір видобутку газу в високодебітних свердловин слід проводити 2-3 рази на добу залежно від ступеня нерівномірності подачі струменя газу. Промисловий газовий фактор (м³/т) обчислюють як відношення дебіту попутного газу до дебіт сепарированої нафти.

Графік, який зображує залежність притоку рідини чи нафти від величини депресії, називається індикаторною діаграмою. За її допомоги розрахунковим способом визначають параметри пласта, продуктивність, проникність і п’єзопровідність. Індикаторну діаграму будують у прямокутній системі координат.

При побудові індикаторної діаграми масштаб вибирають довільно, із врахуванням розміщення на графіку всіх фактичних точок, але масштаби повинні бути рівномірними.

Гідродинамічні дослідження вимагають часу для зміни режиму свердловини, стабілізації заданого режиму і вимірювання дебіту, що характерний для певної депресії на пласт. Можна також штуцером або шайбою на гирлі свердловини змінити дебіт до заданого і після стабілізації заміряти відповідний вибійний тиск. Індикаторна крива будується по кількох точках, які відповідають набору режимів свердловини. Точки одержуємо, проводячи лінії від вісі дебіту паралельно вісі депресій і від значення депресії - паралельно лінії дебітів. Перетинання ліній дає положення точки індикаторної кривої. В системі координат фактичні точки розташовуються на лінії, яку називають індикаторною.

За існуючою класифікацією розрізняють опуклі, увігнуті (по відношенню до вісі дебітів) і прямі індикаторні лінії.

На їх форму впливають такі фактори.

1 . Опір при русі рідини чи газу з пласта в свердловину через перфораційні отвори або внаслідок неповноти розкриття пласта, а також всередині самої свердловини (у трубах).

2 . Режим пласта.

3 . Режим фільтрації.

4 . Природа рухомої рідини ( газу).

5 . Нестаціонарні фізико-хімічні процеси в пласті, пов'язані з проявами пружності рідин і породи, а також з явищами виносу дрібних фракцій, засміченням порових каналів і ін.

Перший фактор має вагомий вплив на форму індикаторної лінії.

Найбільш поширена в промисловій практиці індикаторна лінія, яка на невеликій ділянці на початку має пряму, а потім із збільшенням депресії переходить в опуклу криву. Наявність опуклої частини кривої свідчить про нелінійний закон фільтрації у вибійній зоні. Такий вигляд кривої зазвичай буває при дослідженні свердловин, пласти яких експлуатуються із газонапірним гравітаційним і газовим режимами [2].

Дослідження на приток зазвичай проводять при стаціонарній роботі свердловини на декількох режимах. Цей метод в промисловій практиці отримав назву методу пробних відкачок.

Розглянемо випадок, коли індикаторна лінія нелінійна. Рівняння притоку рідини в свердловину в даному випадку має вигляд

Δр = AQ +BQ², (1)

де A – коефіцієнт, який характеризує втрати на тертя і має розмірність, яка обернена розмірності коефіцієнту продуктивності, (доба•МПа)/т; B – коефіцієнт, який характеризує інерційні втрати і має розмірність (МПа•добу²)/т².

Розділимо рівняння (1) на дебіт Q:

Δp/Q = A + BQ (2)

Одержана рівність (2) є рівнянням прямої в координатах Δp/Q – Q. Таким чином, обробка результатів досліджень по (2) дозволяє знайти коефіцієнти А і В [1].

Приклад

Задача. Використовуючи результати досліджень фонтанної безводної свердловини, які наведені нижче, розрахувати коефіцієнти А і В і записати рівняння притоку нафти в дану свердловину. Тиск насичення р_нас = 8 МПа.

Розв’язок. Будуємо індикаторну лінію свердловини (рис.1). Індикаторна лінія не лінійна і опукла в сторону вісі дебітів. Таку індикаторну лінію можна одержати:

- у випадку фільтрації однофазної рідини, коли був порушений закон Дарсі (на процес фільтрації мають суттєвий вплив сили інерції),

- у випадку двофазної фільтрації (фільтрація рідини із вільним газом).

Співставляючи виміряні вибійні тиски на різних режимах роботи свердловини і порівнюючи їх з тиском насичення р_нас = 8 МПа, бачимо, що в процесі дослідження вибійний тиск вищий тиску насичення. Це свідчить про те, що фільтрація нафти в пласті однофазна (відсутня газова фаза у вільному стані).

(Δр/Q)₁=0,27/15=0,018 МПа•добу/т;

(Δр/Q)₂=0,99/45=0,022 МПа•добу/т;

(Δр/Q)₃=1,95/75=0,026 МПа•добу/т;

(Δр/Q)₄=4,86/135=0,036 МПа•добу/т.

(Δр/Q)₅=5,7/150=0,038 МПа•добу/т.

Будуємо залежність Δр/Q=f(Q) (рис.2.).

Екстраполюємо одержану пряму до перетину із віссю Δр/Q, знаходимо коефіцієнт А:

А=0,015 МПа•добу/т.

Коефіцієнт В характеризує кут нахилу прямої до вісі Q (кут β):

В= . (3)

Обираємо на прямій дві будь-які точки 1 і 2, знаходимо для них (Δр/Q)₁=0,02 і Q₁=54; (Δр/Q)₂=0,054 і Q₂=187,5. Для підвищення точності можна брати точки, значно рознесені на індикаторній лінії:

Коефіцієнт

В= 10^-4МПа•добу/т².

Таким чином, рівняння притоку нафти для даної свердловини має вигляд

Δр=0,015Q+ •10^-4Q². (4)

Дане рівняння використовують для встановлення режиму роботи свердловини. Наприклад, потрібно розрахувати вибійний тиск, якщо із свердловини передбачається відібрати 110 т/добу нафти. В такому випадку Δр=0,015*110+ •10^-4(110)²=3,502 МПа, тобто вибійний тиск р_виб= р_пл – Δр = 23-3,502=19,498 МПа.

Якщо потрібно розрахувати дебіт свердловини для заданого вибійного тиску, тоді рівняння (1) приймає вигляд:

Q= . (5)

Наприклад, потрібно розрахувати дебіт даної свердловини, якщо задано забійний тиск р_виб=19 МПа. Відповідно з (7):

Q= =112,6590 т/добу.

Таким чином, при р_виб=19 МПа дебіт свердловини складає 112,6590 т/добу.

Список рекомендованої літератури:

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа, «Недра», 1970. — 488 с

2. Чоловский И.П.(ред..) Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. Москва, «Недра» - 1989- 376с.

3. Б.С. Чернов, М.Н. Базлов та А.И. Жуков. Гидродинамические исследования пластов и скважин – г.Москва 1960

4. Кременецкий М. И., Ипатов А. И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: Учебное пособие. – М.:МАКС Пресс, 2008. – 476 с.

5. 1. Полівцев А.В. Електронний конспект лекцій з нафтогазопромислової геології. – Київ:КНУ, кафедра геології нафти і газу, 2013.- 350 с.

Відповіді на контрольні запитання:

1. Як властивості пласта, привибійної зони та потоку флюїду впливають на форму кривої?

Вагомий вплив на форму індикаторної лінії має опір при русі рідини чи газу з пласта в свердловину через перфораційні отвори або наслідок неповноти розкриття пласта, а також всередині самої свердловини (у трубах). Від цих властивостей залежить вибійний тиск та дебіт свердловини. Із зміною цих показників крива буд або вирівнюватися, або робитися ще більш опуклою.

2. Нелінійні індикаторна крива має злами? Які причини сприяють цьому?

Наявність опуклої частини кривої свідчить про нелінійний закон фільтрації у вибійній зоні. Такий вигляд кривої зазвичай буває при дослідженні свердловин, пласти яких експлуатуються із газонапірним гравітаційним і газовим режимами. Це свідчить про те що при зміні режиму роботи свердловини, відбувається не лінійна зміна вибійного тиску, що приводить до не пропорційних значень депресії.

3. Про що свідчить наближеність кривої до однієї з осей?

На мою думку це може свідчити про майже однакове значення вибійного та пластового тисків не зважаючи на зміну режиму, якщо крива наближається до осі дебетів, або сталий або наближений до нуля дебіт, якщо крива наближається до осі депресії. Це може означати, що не правильно вибрані режими або якісь аварійні ситуації на свердловині.

Висновок:

В результаті виконання роботи були побудовані графіки нелінійної індикаторної лінії свердловини та індикаторної лінія в координатах Δр/Q-Q, що дало нам змогу розрахувати рівняння притоку нафти для даної свердловини, яке має вигляд: Δр=0,015Q+ •10^-4Q².
Це рівняння дає нам змогу встановити оптимальний режим роботи свердловини, що ми і показали на прикладі наведеному вище у розрахунках.

Поиск по сайту: