25380 (686822), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Достоверность информации и экономичность её получения возможны только при комплексном использовании следующих методов: оперативного геологического контроля, геофизических исследований и опробования пластоиспытателем. Проектом предусматривается опробование пластов комплектом испытательных инструментов (КИИ-146-2М).

Спуск КИИ производят сразу после вскрытия и выявления перспективных интервалов. Целью опробования является:

1) вызов притока из испытуемого пласта,

2) определение физических параметров пласта (пластового давления, средней эффективной проницаемости, коэффициента продуктивности),

3) отбор представительной пробы пластовой жидкости. Допустимая депрессия на пласты определена опытным путём исходя из условия устойчивости пород в интервале.

Количество спусков пластоиспытателя на каждый испытуемый объект определяется качеством полученных результатов.

Планируемые к испытанию интервалы, депрессии внесены в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Опробование пластов в процессе бурения

№ скв.	Возраст отложений	Интервалы испытания				Диаметр пакера,		Депрессия,
		Абсолютные отм. м.		Глубины м.
		от	до	от	до		мм		МПа
1	2	3	4	5	6		7		8
1268	К1 (БС10) J3 (ЮС1) J1-2 (ЮС2)	2335 2815 2870	2350 2830 2885	2375 2860 2920	2390 2875 2935		195 195 195		10.0 12.0 12.0
1269	К1 (БС10) J3 (ЮС1) J1-2 (ЮС2)	2390 2855 2880	2405 2870 2895	2430 2825 2900	2445 2840 2915		195 195 195		10.0 12.0 12.0
1270	К1 (БС10) J3 (ЮС1) J1-2 (ЮС2)	2350 2875 2950	2365 2885 2965	2390 2915 2990	2405 2930 3005		195 195 195		12.0 12.0 12.0
1273,1274	К1 (БС10) J3 (ЮС1) J1-2 (ЮС2)	2360 2815 2880	2375 2830 2895	2400 2855 2920	2415 2870 2935		195 195 195		10,0 12,0 12,0

Примечание: интервалы опробования уточняются после интерпретации каротажа.

3.2 Обработки результатов гидродинамических исследований скважин

3.2.1 Исследование фонтанных скважин

Определение забойного давления.

Забойным давлением называется давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление меньше пластового на величину забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышает пластовое на величину забойной депрессии.

Забойные давления определяются с целью гидродинамических исследований скважин и контроля работы скважин и скважинного оборудования путём прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважин.

Забойное давление определяется по формуле:

(3.1)

Н=Н з. в. =ВНК+ амплитуда ротора + удлинение.

j см. - уд. вес смеси в зависимости от% воды.

Определение пластового давления.

Под пластовым давлением в скважине понимается величина давления на её забое в период её остановки (режим q=0). Пластовое давление в скважинах определяется при их исследовании (методом установившихся отборов для) получения данных, используемых при построении карт изобар и для контроля работы скважин. Пластовое давление в скважине определяется путём прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины в период её остановки. Пластовое давление рассчитывается по формуле:

(3.2)

Н з. в. =ВНК+ амплитуда +удлинение

Н зам. - глубина замера

jсм. - уд. вес смеси

Снятие индикаторных кривых методом установившихся режимов.

При исследовании методов отборов непосредственно измеряется дебит добывающей скважины и соответствующее значение забойного давления последовательно на нескольких, достаточно близких к установившимся, режимах эксплуатации скважин.

Методом установившихся отборов определяется коэффициент продуктивности добывающей скважины.

(3.3)

Q - дебит скважины

Р - разность между пластовым и забойным давлениями.

4. исследование методом восстановления давления (неустановившийся режим).

Метод восстановления давления используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в их районе.

В результате обработки материалов исследований скважин методом восстановления давления определяются комплексные параметры: гидропроводность пласта, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности. Обработка результатов осуществляется в следующем порядке:

По данным промысловых исследований строится график зависимости изменения забойного давления р от lg t:

р =P (t) - Pзаб., где

P (t) - текущее забойное давление скважины,

t - время, отсчитываемое с момента остановки или изменения дебита скважины, секундах.

2. На полученном графике выделяется конечный прямолинейный участок.

3. На оси абсцисс произвольно выбираются две точки lg t и lg t по графику определяются соответствующие значения р и р и расчитывается уклон прямолинейного участка по формуле:

4. Определяется коэффициент гидропроводности пласта по формуле:

(3.4)

Q-дебит жидкости до остановки скважины в пластовых условиях, м/сут.

k-коэффициент проницаемости, Дарси.

h-эффективная работающая толщина пласта, определяется по геофизическим данным

вязкость нефти в пластовых условиях.

b - объёмный коэффициент.

j - уд. вес жидкости в поверхностных условиях.

h - эффективная работающая толщина пласта.

Определяется К (коэффициент проницаемости) из формулы:

3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН

Определение пластового давления для построения карт изобар.

а) Для безводной нефти:

(3.5)

где

j пл. - уд. вес нефти в пласте

Н з. в. = ВНК+ амплитуда стола ротора

Н ст. - статический уровень, замеренный при остановке скважины в затрубном пространстве

б). Для скважин с обводнённостью < 30%:

(3.6)

где

j см. - уд. вес смеси в зависимости от% воды

Р затр. - затрубное давление при остановке скважин

в). Для скважин с обводнённостью 30%:

(3.7)

Где L-глубина спуска насоса (м), jв - уд. вес воды, Н ст. - статический уровень, j см. - уд. вес жидкости (смеси), Н з. в. - зеркало воды (ВНК + амплитуда стола ротора), Р затр. - затрубное давление при остановке скважины

3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие и обработка кривой восстановления (падения) давления

(метод неустановившихся режимов).

Кривые восстановления (падения) давления в нагнетательных скважинах снимаются глубинными манометрами.

1. На основании данных, сведённых в таблицу №1, строим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах р, lg t.

2. На прямолинейном участке кривой произвольно выбираем две точки с координатами р; lg t и р; lg t.

Определяем тангенс угла наклона этого участка по формуле:

3. Находим коэффициент гидропроводности:

(3.8)

Q - приёмистость (м3/сут)

В - объёмный коэффициент жидкости, характеризующий отношение объёма жидкости в пластовых условиях к объёму в поверхностных условиях (после дегазации), для воды = 1,0, j - уд. вес жидкости в поверхностных условиях. Определяем коэффициент пьезопроводности:

(см2/сек), где (3.9)

h - эффективная мощность пласта, определяемая по геофизическим данным Вж и Вс - коэффициенты сжимаемости жидкости и среды

Определяем приведённый радиус скважины:

(3.10)

где

А - отрезок отсекаемый КПД на оси ординат

Характеристики

Список файлов курсовой работы