Гидродинамические скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Глава 1. Теоретическая часть

1.1 Методика обработки данных гидродинамических исследований при плоскорадиальной фильтрации

1.2 Приток жидкости к несовершенным скважинам

Глава 2. Расчетная часть

2.1 По данным исследования определить коэффициенты фильтрационного сопротивления

2.2 Расчет теоретических значений коэффициентов фильтрационного сопротивления для гидродинамически совершенной скважины

2.3 Оценка гидродинамического несовершенства скважины

Выводы

Список литературы

гидродинамический фильтрация скважина

Введение

В настоящее время известно много различных методов исследования скважин, но только гидродинамические исследования выполняются силами нефтедобывающих предприятий и являются неотъемлемой частью процессов регулирования выработки запасов углеводородов.

Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов понимают 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.

Цели гидродинамических исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся: выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками, определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами, определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов, определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор--флюид», получение сведений о режиме дренирования, получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении), получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля--Томсона при течении продукции из пласта в скважину, контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени, получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования), оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины, определение основных характеристик скважин, получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин, получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении во времени.

Можно было бы еще перечислять цели исследований, но уже из того, что отмечено, становится совершенно ясным значение гидродинамических исследований в процессе разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.

В дальнейшем наиболее четко и конкретно разберем гидродинамические исследования скважин, дадим подробную методику обработки их данных.

Глава 1. Теоретическая часть

1.1 Методика обработки данных гидродинамических исследований при плоскорадиальной фильтрации

Гидродинамические методы исследования скважин.

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технология которого разработана как для фильтрации однородной жидкости при водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа. В условиях упруго-водонапорного режима эксплуатации коллекторские свойства и строение пластов в удаленных от забоя зонах изучают методом восстановления (падения) забойного давления при прекращении отбора (нагнетания) жидкости из скважины или изменении режима ее работы (метод КВД). Этот метод исследования скважин в условиях режима растворенного газа в настоящее время находится в стадии разработки.

Для исследования строения пластов в условиях упруго-водонапорного режима применяют метод гидропрослушивания, основанный на изучении процессов взаимодействия скважин при изменении режимов их работы.

Быстро развиваются термогидродинамические методы исследования коллекторов призабойной зоны, основанные на изучении тепловых эффектов, наблюдающихся при истечении жидкостей и газов из пористой среды в скважину вследствие проявления эффектов Джоуля -- Томсона. Для изучения строения пласта и призабойной зоны в промысловой практике широко используют методы глубинной дебитометрии. Профили притока и поглощения, построенные по данным скважинных дебитомеров, позволяют судить о степени загрязнения пород в процессе вскрытия пластов и об условиях притока жидкостей и газов в скважины.

Упомянутые методы имеют ряд модификаций. Для сокращения времени исследования скважин на приток методом установившихся отборов предложены экспресс-методы снятия индикаторных диаграмм, которые позволяют получить продуктивную характеристику пласта и оценить свойства пород призабойной зоны, не ожидая на каждом режиме установившейся работы скважины. Теоретически они основаны на использовании элементов теории упругого режима и стационарного притока жидкости в скважины.

Экспресс-методы разработаны также для исследования скважин методом КВД. При этом изменение давления в пласте осуществляется путем кратковременного отбора или закачки в скважину некоторого количества жидкостей (как правило, не более одного ее объема). Эти методы обычно применяют для исследования длительно простаивающих скважин.

Предложены также различные модификации методов гидропрослушивания, которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления в виде импульсов, гармонических колебаний и др.

При гидродинамических исследованиях скважин получают ценную информацию о свойствах и строении коллекторов для определения свойств пород, изучения строения пласта внутри и вне контура нефтеносности, определения типа коллекторов, строения и свойств призабойной зоны скважин.. Гидродинамические методы исследования позволяют оценить трещинную пористость и проницаемость, ориентацию трещин, их среднюю раскрытость, размеры блоков, слагающих трещиноватый коллектор. Успешно используются эти методы для изучения геологической неоднородности пластов, определения текущего положения водонефтяного контакта (ВНК) между исследуемыми скважинами, а также для определения нефтенасыщенности пластов и других целей. Поэтому наряду с различными методами оценки остаточной нефтенасыщенности пород (удельные отборы нефти из скважин, геофизические измерения и другие) целесообразно использовать результаты исследований, позволяющих судить о степени неоднородности коллекторских свойств пласта в зоне расположения скважин как об одном из свойств, имеющих связь с остаточной нефтенасыщенностью. По результатам исследований неоднородность свойств пород больше в зоне тех скважин, профили притока в которых характеризуются значительной амплитудой колебаний притоков из различных пропластков. Кроме того, следует учитывать, что кривые восстановления давления скважин, эксплуатирующих неоднородные участки пласта, обычно имеют вид ломаных линий. Результаты гидродинамических исследований скважин позволяют более обоснованно выбрать, например, технологию кислотной обработки, поскольку существенное значение при этом имеют тип коллектора, строение и свойства призабойной зоны пласта. Точно так же и состав кислотной смеси необходимо выбирать, кроме всего прочего, с учетом строения и свойств призабойной зоны пласта. Если, например, окажется, что трещиноватый карбонатный коллектор сложен нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и плохо отдающими нефть, то целесообразен состав кислоты, обладающей высокой способностью капиллярного впитывания в блоки и замедленной реакцией взаимодействия с породой. При этом вероятность более глубокого охвата блоков кислотной обработкой возрастает. Однако следует отметить, что необходимо выбирать методы и объем исследований, дающие достаточную и необходимую информацию для обоснованного проектирования технологии избранного метода воздействия на пласт. Например, недостаточно исследовать неоднородное строение пласта методами математической статистики для проектирования форсированного отбора жидкости из пласта с целью увеличения нефтеотдачи обводненного пласта. Как известно, при форсировании отбора жидкости по некоторым избранным скважинам происходит перераспределение пластового давления и линий тока жидкостей, сопровождающееся включением в разработку ранее слабо дренированных участков пласта. Остаточная нефть в обводненных пластах залегает в тупиковых зонах, у непроницаемых границ и на участках с уменьшенной проницаемостью пород. Поэтому выбирать скважины для форсирования отбора и очередность их перевода на новый режим работы следует с учетом геометрии расположения участков, насыщенных нефтью, т. е. необходимо гидропрослушивание пласта.

Фильтрация по двучленному закону.

Двучленный закон для плоскорадиальной фильтрации имеет вид:

(1)

Выразим скорость фильтрации через массовый расход:

и подставим в формулу (1):

Разделив переменные и введя функцию Лейбензона

получим:

Интегрируя последнее уравнение в пределах от r до Rk, от р до рk и от rс до Rk, от рс до рk найдем соответственно:

(2)

(3)

Переходя от функции Лейбензона к давлению для несжимаемой жидкости, найдем из (2) и (3) распределение давления:

(4)

и расход флюида

(5)

Из формулы (5) видно, что индикаторная линия, построенная в координатах Q -- р. для жидкости является параболой (рис. 1). Запишем уравнения притока к скважине:

для несжимаемой жидкости

(6)

(7)

Здесь А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, постоянные для данной скважины. Они определяются опытным путем по данным исследования скважины при установившихся режимах.

Скважины исследуются на пяти-шести режимах; на каждом режиме измеряется дебит и определяется забойное давление. Затем скважину закрывают, и давление на забое остановленной скважины принимают за контурное давление pk.

Для интерпретации результатов исследований скважин уравнение (6) делением на Q приводят к уравнению прямой:

(8)

График в координатах Q - {pk - pc)/Q представляет собой прямую линию, для которой А-отрезок, отсекаемый на оси ординат, В - тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс (рис. 2).

Уравнение притока (6) с экспериментально определенными коэффициентами широко используется в расчетах при проектировании разработки месторождений. Кроме того, по значению А, найденному в результате исследования скважины, можно определить коллекторские свойства пласта, например коэффициент гидропроводности:

для нефтяной скважины

Хочется отметить, что в реальных условиях нельзя считать, что во всем пласте от стенки скважины до контура питания - справедлив единый нелинейный закон фильтрации.

При значительных дебитах закон Дарси нарушается в некоторой области вблизи забоя скважины, в то время как в остальной части пласта по-прежнему соблюдается линейный закон. При увеличении дебита область, в которой нарушен закон Дарси, расширяется. В этих случаях удобно использовать двучленный закон фильтрации, а не степенной.

1.2 Приток к несовершенным скважинам

Виды несовершенства скважин.

Если скважина с открытым забоем вскрывает пласт не на всю толщину h, а только на некоторую глубину b, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта. При этом h = b/h называется относительным вскрытием пласта.

Если скважина вскрывает пласт до подошвы, но сообщение с пластом происходит только через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные фильтры, то такую скважину называют гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта.

Нередко встречаются скважины с двойным видом несовершенства - как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Степень и характер вскрытия пласта имеют важное значение при разработке месторождений нефти и газа, так как они определяют фильтрационные сопротивления, возникающие в призабойной зоне, и, в конечном итоге, производительность скважин. Выбор степени и характера вскрытия осуществляется в зависимости от физических свойств пластов, их толщины, степени неоднородности, способа разработки и т. д. Несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия приводит к таким деформациям линий тока, которые приводят к возникновению в призабойной зоне сложных неодномерных течений. В связи с этим рассмотрение особенностей притока к гидродинамически несовершенным скважинам имеет большое практическое значение.

Приток жидкости к несовершенным скважинам.

Приток жидкости к несовершенной скважине даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестает быть плоскорадиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (а в некоторых случаях непреодолимые) трудности.

Приведем здесь без выводов и доказательств наиболее распространенные окончательные расчетные формулы притока жидкости к различного типа несовершенным скважинам.

Прежде всего, допустим, что скважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины (h ) и при этом ее забой имеет форму полусферы. В этом случае можно считать, что поток радиально-сферический, при условии Rк , и тогда дебит определяется по формуле:

Q=2krc(рk*- рc*)/ (1)

где рk* и рc* - приведенные давления.

Если скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину h, то ее дебит можно найти по формуле Н. К. Гиринского:

Q=2kb(рk*- рc*)/ ln(1,6b/rc)

И. А. Чарный предложил следующий способ определения дебита скважины, несовершенной по степени вскрытия, если величина вскрытия пласта b мала (b « h). Область движения условно разбивается на две зоны (рис. 3).

Первая - между контуром питания и радиусом Ro, равным или большим толщины пласта Roh, в этой зоне движение можно считать плоскорадиальным.

Вторая - между стенкой скважины и цилиндрической поверхностью Ro, где движение будет существенно пространственным. Обозначим потенциал при r = Ro через Фо. Тогда для зоны Ro r < Rк можно записать формулу Дюпюи:

(5)

Для зоны rс r R0, считая здесь приближенно движение радиально-сферическим между полусферами радиусами rс и Ro, имеем:

(6)

Из формул (5) и (6) по правилу производных пропорций получается формула для дебита скважины:

Приняв Ro =1,5h , получим окончательно формулу для дебита несовершенной скважины, вскрывшей пласт на малую глубину:

 (7)

Задачи притока жидкости к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру вскрытия пласта, и к скважинам с двойным видом несовершенства, еще более сложны для исследования, чем приток к несовершенным по степени вскрытия пласта скважинам. Такого рода задачи решались теоретически М. М. Глоговским, А. Л. Хейном, М. Маскетом и другими исследователями. Все полученные ими решения весьма сложны. Наибольшее распространение в практике расчетов дебитов несовершенных скважин по характеру вскрытия пласта и с двойным несовершенством получили результаты теоретических экспериментальных исследований, проведенных В. И. Щуровым, Г. Г. Поляковым, М.Н. Тиховым и М. С. Ватсоном.

Глава 2. Расчетная часть

2.1 По данным исследования определить коэффициенты фильтрационного сопротивления

Из графика видно, что при Q=0 Р=9 МПа => Рпл=9 МПа

Построим зависимость (Рпл-Рзаб)/Q от Q для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления: А и В.

По полученной графической зависимости определяем А и В:

А=4,8*103 МПа*сут/м3

В=tg(8/69)=0,1165*103 МПа*сут2/м6

2.2 Рассчитать теоретические значения коэффициентов фильтрационного сопротивления для гидродинамически совершенной скважины

По условию известно:

h = 30 м.

в =15 м.

rс = 0,08 м.

Rк = 300 м.

м = 0,028 Па*с

к = 0,29 мкм2 = 0,2958*10-12 м2

сст = 896 кг/м3

в = 15 Па*с2*м/кг

А и В для гидродинамически совершенной скважины определим следующим образом:

Equation Section (Next)

Для гидродинамически несовершенной скважины А и В равны:

При наличии фильтра a=1 => R1=a*rc=rc

Определим численные значения А* и В*:

2.3 Оценить гидродинамическое несовершенство скважины

Для оценки гидродинамического совершенства скважины воспользуемся соотношением фильтрационных сопротивлений гидродинамически совершенной и несовершенной скважин:

С=С1+С2 С2=0 (по условию) => С=С1

С=С1=4,54

Выводы

Задание 1.

Проведена обработка данных гидродинамического исследования нефтяной скважины. Обработка проводилась путем построения графиков и дальнейшей их обработки. В результате были найдены пластовое давление Рпл. и коэффициенты фильтрационного сопротивления А1 и В1. Обработка показала, что А1 намного больше В1, что подтверждает проявление нелинейности закона фильтрации лишь при высоких значениях скорости фильтрации.

Задание 2.

Вычислены по формулам коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В для гидродинамически совершенной скважины. Расчеты показали, что коэффициенты А и В для совершенной скважины имеют меньшее значение, чем А1 и В1 для несовершенной (особенно это касается коэффициента А). Это говорит о том, что нефть, стекающая к забою несовершенной скважины, испытывает дополнительное фильтрационное сопротивление.

Задание 3.

Произведено вычисление степени несовершенства скважины. При одинаковых условиях эксплуатации совершенной и несовершенной скважин и при прочих равных условиях (радиусы скважин, радиусы контуров питания) степень несовершенства составила 0,64.

Список литературы

1. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М. Недра, 1993.

2. Борхович С. Ю. Подземная гидромеханика: учебно-методическое пособие. Ижевск: УдГУ, 2005.

3. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М. Недра, 1973.

Размещено на Allbest.ru