Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Краткая геологическая характеристика зоны дренируемой скважины
• 2. Гидродинамические исследования
• 2.1 Общие сведения
• 2.2 Исследование скважин на стационарных режимах работы
• 2.3 Техника и технология исследований
• 2.4 Интерпретация результатов исследования
• 3. Расчетная часть
• Заключение
• Список использованной литературы
• Введение
• Исследование скважин - один из основных источников получения достоверной информации, используемой не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки.
• Исследование на приток проводилось при стационарной работе скважины на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.
• В данном курсовом проекте по результатам исследования нефтяной скважины на приток необходимо рассчитать коэффициенты А и В в уравнении притока жидкости в скважину. Данное уравнение используется для установления режима работы скважины: для расчета забойного давления при заданном дебите и, наоборот, для расчета дебита для заданного забойного давления.
• Для расчета выбрана скважина №3 на Царичанском месторождении нефти в Оренбургской области. Эксплуатация ведется механизированным способом с помощью установки УЭЦН.
• 1. Краткая геологическая характеристика зоны дренируемой скважины
• Скважина №3 находится в эксплуатации на пласт Дкт колганской толщи верхнефранского подъяруса верхнего девона. Пласт представлен песчаниками. Песчаники буровато-серые, темно-коричневые до черных, нефтенасыщенные, средней и слабой крепости, пористые (8-13 %), неравномерно известковистые, массивной и пятнисто-полосчатой текстуры из-за неравномерного нефтенасыщения, с прослоями песчаников светло-серых, серых, крепких, плотных и слабо пористых (4-9 %), тонкоплитчатых. Текстура серых песчаников определяется наличием частых нитевидных примазок глинисто-органического материала и тонких прослоев (до 5 мм) аргиллита.
• Песчаники мономинеральные кварцевые с редкими зернами полевого шпата и чешуйками слюды. Из акцессорных минералов присутствуют в единичных зернах циркон, турмалин, лейкоксен, рутил. Наблюдаются углефицированные растительные остатки, частично пиритизированные.
• Структура песчаников алевропсаммитовая, псаммитовая (мелкозернистая, средне-мелкозернистая, прослоями среднезернистая). Зерна кварца полуокатанные, реже окатанные и угловатые, участками корродированные, размером 0,03-0,35 мм, преобладает 0,1-0,2 мм. Форма зерен изометричная, чаще неправильная.
• Цемент по составу глинисто-карбонатный, карбонатный, порового, контактово-порового, участками пленочного типа.
• Поры межзерновые, размером 0,02-0,4 мм, преобладают 0,03-0,25 мм.
• Тип коллектора поровый.
• Известняк коричневато-серый, мелкокристаллический, слабо доломитизированный, крепкий, плотный, с включением ангидрита, с редкими стилолитовыми швами, выполненными глинисто-битуминозным материалом, массивный.
• Покрышка пласта Дкт представлена аргиллитами с прослоями алевролитов. Аргиллиты черные, плотные, трещиноватые, неравномерно известковистые, с включениями пирита, тонкослоистые, участками линзовидно-тонкослоистые. Трещины разнонаправленные, от горизонтальных до субвертикальных, без наполнителя. Алевролиты серые, темно-серые, мелкозернистые, крепкие, плотные, неравномерно глинистые, с включениями пирита, неяснослоистые, слоистые.
• Коэффициент песчанистости - 0,14. Коэффициент расчлененности - 7,86. Общая толщина пласта составляет 50, 29 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,43 м. Условно подсчетный уровень принят на абсолютной отметке минус 3264 м.
• Коллектор характеризуется пористостью 11 % (по данным ГИС), проницаемостью 0,013 мкм², начальной нефтенасыщенностью 76 %.
• По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 766,5 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 8,29 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 114,6 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,25 мПас.
• После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м³, газовый фактор 97,9 м³/т, объёмный коэффициент 1,220, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 8,12 мПас.
• По товарной харфактеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,28 %), смолистая (8,36 %), парафинистая (3,41 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 47 %.
• Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 8,93 %, метана 56,36 %, этана 15,45 %, пропана 11,42 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 19,00 %, гелия 0,041 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,900.
• 2. Гидродинамические исследования
• 2.1 Общие сведения
• Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.
• Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов.
• К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамические и дебитометрические исследования скважин.
• Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометрических исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся:
• 1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.
• 2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:
• -- проницаемость системы;
• -- послойная и зональная неоднородность;
• -- глинистость, песчанистость и др.;
• -- насыщенность.
• 3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов:
• -- физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);
• -- химический состав флюидов (нефти, газа и воды);
• -- давление и температуру;
• -- давление насыщения;
• -- газонасыщенность и др.
• 4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор--флюид»:
• -- коэффициент проводимости (гидропроводности) khм;
• -- коэффициент подвижности kм;
• -- коэффициент упругоемкости в*;
• (1)
• -- коэффициент пьезопроводности
• ?=(k/м)в*. (2)
• 5. Получение сведений о режиме дренирования:
• -- однофазная или многофазная фильтрация;
• -- наличие газовой шапки;
• -- расположение ВНК и ГНК.
• 6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).
• 7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля--Томсона при течении продукции из пласта в скважину.
• 8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.
• 9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).
• 10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.
• 11. Определение основных характеристик скважин:
• -- коэффициент продуктивности (приемистости);
• -- приведенный радиус скважины;
• -- максимально возможный и рациональный дебиты скважины;
• -- коэффициенты обобщенного уравнения притока.
• 12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин.
• 13. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении во времени.
• Различают два метода гидродинамических исследований скважин:
• 1. Исследование на стационарных режимах работы.
• 2. Исследование на нестационарном режиме.
• Эти методы пригодны для исследования любых скважин, независимо от их назначения и способа эксплуатации; изменяется только техника и технология проведения исследований.
• Основным методом исследования пластов является метод гидропрослушивания, сущность которого заключается в прослеживании влияния изменения режима работы одной из скважин (возмущающей) на характер изменения давления в других скважинах (реагирующих). Изменение режима работы возмущающей скважины может быть достигнуто одним из следующих способов: остановка ее или пуск в работу с постоянным дебитом (если скважина простаивала); изменение забойного давления (дебита) скважины.
• Метод гидропрослушивания базируется на изучении особенностей распространения возмущения в пласте от возмущающей скважины до реагирующих, зависящих не только от самого возмущения, но и от параметров пласта. Точность определения параметров пласта зависит от того, происходят ли какие-либо изменения режима работы скважин, соседних с реагирующими скважинами в процессе исследования, а также от используемой измерительной аппаратуры.

2.2 Исследование скважин на стационарных режимах работы

Этот вид исследования называется исследованием на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Р_заб и устьевого Р_у давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Р_заб, Р_у; дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в, дебит газа Q_г, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента -- давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Время перехода одного стационарного режима работы скважины на другой называется временем переходного процесса t , оценка которого может быть произведена следующим образом:

где R -- размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м;

-- коэффициент пьезопроводности, м²/с.

Следовательно, процессы, обусловленные сменой режима работы скважины, связаны с гидродинамическим перераспределением давления, протекающим со скоростью, определяемой временем переходного процесса . Переходный процесс с одного режима на другой может быть связан и с выделением в призабойной зоне скважины свободного газа (при Р_заб<Р_нас), а также с реологическими свойствами нефти. Для рассмотренных явлений время переходного процесса существенно различно -- от нескольких часов до нескольких месяцев.

Таким образом, время перераспределения давления вследствие гидродинамических причин изменяется, как показала практика, от нескольких часов до нескольких суток и зависит от размеров пласта, расстояния до контура питания, коэффициента пьезопроводности, степени изменения давления и др. Как показывает анализ происходящих в системе процессов, время перераспределения давления тем больше, чем больше размеры залежи, чем дальше находится область питания, а также при условии, что в залежи имеется свободный газ или продукция обладает вязкопластичными или вязкоупругими свойствами.

Обычно в реальных условиях стационарные режимы работы скважины могут существовать только теоретически. Фактически наибольшее влияние на работу исследуемой скважины оказывают ближайшие скважины, поэтому не допускается изменение режима работы соседних скважин за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скважины (хотя эти изменения могут происходить неконтролируемо).

Строго говоря, абсолютно установившиеся условия в реальной практике трудно представить в силу того, что залежь эксплуатируется большим количеством интерферирующих скважин, режимы работы которых также меняются по целому ряду причин. Поэтому при исследовании скважин на стационарных режимах фактически принимается гипотеза квазистационарности режимов работы.

Известно, что основные потери энергии при движении продукции к скважине имеют место в призабойной зоне. Поэтому при исследовании рассматриваемым методом мы получаем данные, касающиеся, в основном, призабойной зоны скважины (так как процесс перераспределения давления в удаленных областях может быть очень длительным).

Таким образом, при проведении этих исследований могут быть определены характеристики только призабойной зоны скважины и процессов, протекающих в ней.

2.3 Техника и технология исследований

Технология исследования заключается в измерении забойного давления Р_заб в скважине и соответствующего этому давлению дебита Q, а также величин устьевого Р_у и затрубного Р_затр давлений. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.

Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах; при этом для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измерения давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуществляется манометрами; при этом для измерения забойного давления применяются специальные глубинные манометры, спускаемые на забой скважины на проволоке или на колонне насосно-компрессорных труб (лифтовые манометры). Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления.

Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр. Для специальных исследований, например, через затрубное пространство применяются малогабаритные манометры, диаметр которых не превышает 22 мм.

Рисунок 1 - Бланк регистрации забойного давления геликсным манометром при исследовании скважины методом пробных откачек. Исследование проведено на пяти режимах

Кроме глубинных манометров, при исследовании скважин применяются глубинные термографы, глубинные расходомеры, а также глубинные комбинированные приборы типа аппарата «Поток».

Современные механизированные установки для добычи нефти содержат в погружном агрегате встроенную постоянно действующую измерительную систему, передающую информацию на поверхность. При этом фиксируемые параметры измеряются на глубине спуска погружного агрегата, а не на забое.

Следует отметить, что при невозможности измерения забойных давлений, можно проводить исследование скважины, замеряя затрубное давление и динамический уровень. Замер динамического уровня производится методом создания упругого импульса в затрубном пространстве скважины. При необходимости эти измеренные величины могут быть пересчитаны в забойные давления.

2.4 Интерпретация результатов исследования

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е. Q = f(ДP), Q = f(P_заб).

На рисунке 2 представлены типичные индикаторные диаграммы. Как видно из рисунка 2, индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными (1 -- рисунок 2а), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирования пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флюидов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1--рисунок 2а) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

 (3)

(4)

где Q - дебит нефти (м³/сут), k - коэффициент проницаемости (д.ед.), h - эффективная толщина (м), R_к - радиус контура питания (м), r_c - радиус скважины, - депрессия, - пластовое давление (Па), - забойное давление.

По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа.

Рисунок 2 - Типичные индикаторные диаграммы скважин: а -- в координатах Q = f(ДP); б -- в координатах Q = f(P_заб)

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2 -- рисунок 2а), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3 -- рисунок 2а), могут быть получены в следующих случаях:

-- увеличение притока при повышении ДР за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.;

-- самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;

-- некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии, приведенные на рисунке 2а, могут быть описаны уравнением следующего вида:

(5)

где к - коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м³/(сут·МПа), если дебит измеряется в м³/сут, а давление -- в МПа, n -- показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Уравнение (5) называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 2 а: линейной 1 -- показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 -- показатель степени n < 1; вогнутой к оси дебитов 3 -- показатель степени п > 1.

При n =1 выражение (5) запишем в виде:

(6)

где К_пр - коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи (3) через К_т.пр:

 (7)

и назовем этот параметр теоретическим коэффициентом продуктивности скважины, который имеет размерность м³/(с Па). Тогда уравнение Дюпюи перепишется в виде:

(8)

Таким образом, из сравнения (6) и (8) вытекает, что коэффициент продуктивности данной скважины К может изменяться во времени при изменении k, h, м и R_к.

Если исследование проводится с измерением уровня жидкости в затрубном пространстве, то выражение (3.7) можно записать так:

(9)

где К'_пр -- коэффициент продуктивности скважины, измеряемый на 1 м снижения уровня, м³/(сут·м);

Н_дин -- динамический уровень, м;

Н_ст -- статический уровень, м.

Сравнение фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин проводят с использованием так называемого удельного коэффициента продуктивности К_уд, вычисляемого как коэффициент продуктивности K_пр (K_т.пр), отнесенный к толщине пласта h

(10)

при этом размерность К следующая: м³/(сут МПа м).

Таким образом, коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания.

3. Расчетная часть

Задание

Используя результаты исследования фонтанной безводной нефтяной скважины, представленные ниже, рассчитать коэффициенты А и В и записать уравнение притока нефти в данную скважину. Давление насыщения =8,29 МПа.

Таблица 1 - Исходные данные

Режим работы скважины	5	1	2	3	4
Дебит нефти, т/сут	0	31	68	92	135
Забойное давление, МПа	20	18,5	15,8	13,7	8,5
Пластовое давление, МПа	20	20	20	20	20
Депрессия, МПа	0	1,5	4,2	6,3	11,5
Др/Q	-	0,0484	0,0618	0,0685	0,0852

Решение

Уравнение притока жидкости в скважину имеет вид

(11)

где А - коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, (сут·МПа)/т; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (МПа·сут²)/т².

По результатам исследования строим индикаторную линию скважины (рисунок 3).



Рисунок 3 - Нелинейная индикаторная линия скважины

Индикаторная линия нелинейна и выпукла к оси дебитов. Такая индикаторная линия получается:

-- в случае фильтрации однофазной жидкости, когда нарушается закон Дарси;

-- в случае двухфазной фильтрации (фильтрации жидкости со свободным газом).

Сопоставляя замеренные забойные давления на различных режимах работы скважины и сравнивая их с давлением насыщения делаем вывод, что в процессе исследования забойные давления выше давления насыщения. Это свидетельствует о том, что фильтрация нефти в пласте однофазная (отсутствует газовая фаза в свободном состоянии).

Обрабатываем результаты исследования, используя закон фильтрации.

?p/Q (12)

Рассчитываем величины ?p/Q:

; (13)

; (14)

; (15)

. (16)

Строим зависимость ?p/Q =f(Q) (рисунок 4).

Рисунок 4 - Индикаторная линия в координатах ?pQ-Q

Экстраполируя полученную прямую до пересечения с осью ?p/Q, находим коэффициент A:

(17)

Коэффициент B характеризует угол наклона прямой к оси Q:

(18)

Выбираем на прямой две любые точки 1 и 4, находим для них и ; и

Коэффициент В

 (19)

Таким образом, уравнение притока нефти для данной скважины имеет вид

(20)

скважина индикаторный жидкость

Заключение

В результате расчета были построены индикаторные линии скважины, проанализирован характер их выпуклости и дано объяснение такому результату. Графоаналитическим методом были определены коэффициенты А и В и затем выведено уравнение притока нефти в скважину.

Список использованной литературы

1. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти» М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.- 816 с.

2. Мищенко И.Т. «Расчеты при добыче нефти и газа» М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008.-296 с.

3. Шаломеенко А.В. «Оперативный подсчет запасов по пластам Дкт колганской толщи и Т1 турнейского яруса Царичанского месторождения нефти по состоянию на 01.11.2007 г.». ЗАО «Центр наукоемких технологий», г. Оренбург, 2007 г.

Размещено на Allbest.ru