25380 (686822), страница 7

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

Текст из файла (страница 7)

Следует отметить, что в понятие потенциальный дебит вкладывается возможность работы незагрязненного пласта при депрессии равной пластовому давлению.

Характер получаемых кривых давления существенно зависит от условий испытания и влияния разных технологических и геологических факторов. К основным факторам при обработке КВД можно отнести:

емкостной эффект подпакерной зоны (послеприточный эффект), замедляющий процесс восстановления давления после остановки скважины;

загрязнение пласта (скин-эффект), связанное с влиянием промывочной жидкости на фильтрационные свойства призабойной зоны.

Приведенный выше метод обработки КВД разработан в предположении, что сразу после закрытия скважины движение жидкости прекращается и дебит равен нулю, т. е "послеприток" отсутствует.

Практически это выполнимо только в условиях интенсивных, высокодебитных притоков, когда количество поступающего флюида в скважину в период ее работы в единицу времени значительно (в 10 -100 раз) превышает поступление жидкости в подпакерную зону в единицу времени после остановки скважины за счет упругих свойств подпакерной жидкости.

В то же время при испытаниях часто приходится иметь дело с очень низкими дебитами при притоке, связанными либо с низкими коллекторскими свойствами пласта, либо со значительным загрязнение пласта, либо с большими значениями объема подпакерного пространства, что характерно для скважин Приобского месторождения. Поэтому для надежной оценки величин истинных проницаемостей пласта необходимо учитывать "послеприток". Прежде чем проводить прямую на графике, рассчитывают время послеприточного эффекта (продолжительностью искаженного участка КВД) tи

По формуле

tи = 4Vп/hф (3.54)

На графике прямая проводится по точкам спустя время tи Если время послеприточного эффекта больше времени восстановления давления (tи > t), то КВД считается незавершенной, параметры пласта определять не следует.

Степень загрязнения пласта, определяемая показателем скин-эффекта, может быть определена как дополнительное снижение давления, которе следует приложить, чтобы преодолеть сопротивление зоны пониженной проницаемости. Численно скин-эффект выражается безразмерным числом, обозначается S и находится из равенства

DРскин = S Qm355

2pkh

С учетом скин-эффекта формула (3.28) принимает следующий вид:

Рс = Рил - Qm[ln 2,25kt + 2S] (3.56)

4pkh mmbr

На практике порядок величины скин-эффекта можно установить по разнице давлений до и после закрытия скважин. Вычитая из равенства (3.50) равенство (3.49) и решая полученное выражение относительно S при условии, что (T =t) /t -l, т.е. Рс=Рпл, получаем следующее выражение для подсчета величины скин-эффекта:

S = 1,151 { [ (Рпл - Ркп) /i (конечного участка] - lg (2,25kt/mbmrý} (3.57)

Поскольку при испытании скважин многие характеристики пластовой системы (пористость m и проницаемость k пласта, вязкость m и сжимаемость b пластовой жидкости) неизвестны, расчетную формулу (13) упрощают, заменив конкретные значения указанных параметров их среднестатистическими значениями. Анализ показывает, что для практических определений величину скин-эффекта можно рассчитать по формуле

S = 1, 151{ [ (Рпл -Ркп) i коп. уч] - lgT - 2,63} (3.58)

Если "скиновая" зона имеет проницаемость пониженную по сравнению с проницаемостью пласта, скин-эффект положительный (S>0); если "скиновая" зона имеет проницаемость повышенную по отношению к проницаемости удаленной части пласта, то скин-эффект отрицательный (S< 0); при S = 0 скин-эффект отсутствует, т.е. проницаемость в удаленной и призабойной зонах пласта равны.

Для качественной оценки состояния околоствольной зоны пласта (ОЗП) используют еще, так называемый, коэффициент состояния прискваженной зоны (Кс), который рассчитывают по формуле

Кс = 0,183 DРф/iкоп. уч (3.59)

Если Кс > 2 - степень закупорки ОЗП большая; Кс = 0,8 +2 -ОЗП чистая; Кс < 0,8 - проницаемость ОЗП повышенная.

Коэффициент снижения проницаемости определяют исходя из значений гидропроводности околоствольной и удаленной зон пласта:

Кз = kh/mуз (3.60)

kh/mозп

kh/mозп - гидропроводность ОЗП.

Для определения возможности фонтанирования скважины при ее освоении необходимо проверить условие

DР = (Рпл - gпл. ж Нпл/10) > 0, (3.61)

где gпл. ж - удельный вес пластовой жидкости, г/см3; Н - глубина залегания продуктивного пласта, м; Рпл - пластовое давление, атм.

Если вышеприведенное неравенство не выполняется, то фонтанировать скважина не будет и необходимо предусмотреть иные способы ее эксплуатации. Если неравенство выполняется, то на момент испытания дебит скважины при фонтанировании был бы:

Qф = hф (Рпл - gпл. жН/10) (3.62)

А потенциальный дебит

Qп = hп (Рпл - gпл. жН/10) (3.63)

Следовательно приведенное уравнения дают возможность по результатам испытания принять правильное решение относительно выбора того или иного варианта скважины (с фонтанной арматурой или без нее, с обработкой призабойной зоны или нет и т.п.)

В качестве примера проведения гидродинамических исследований при помощи КИИ-95 на месторождении приводятся скважина №1269 П.

Произведено испытание 2-х объектов и получены следующие результаты:

1-объект: пласт ЮС₂ испытан в интервале 2900-2906м, 2907-2912м. с помощью пластоиспытателя КИИ-95 и получен непромышленный приток, дебитом 0,58м³/сут. при средней депрессии 174 атм.

К_прод. = 0,0033м³/сут. /атм. Р_пл = 324 атм.

2-объект: пласт ЮС₁, испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:

d 2мм - дебит 4,2м³/сут., Р_заб = 254 атм.

d 4мм - дебит 9,6м³/сут., Р_заб = 238атм.

d 6мм - дебит 13,6м³/сут., Р_заб = 226атм.

К_прод = 0,2м³/сут/атм.

Р_пл =290атм. Т - 91⁰С.

Других объектов, интересных с точки зрения нефтенасыщенности, в разрезе скважины нет. В связи с тем, что расстояние до нефтесборной сети более 5км., скважина подлежит консервации.

Пример проведения гидродинамических исследований

Скважина № 1478

Приразломного месторождение

Интервал испытания: 2716-2753,6 м

Дата испытания: 17 ноября 1995 г

Пласт БС_16-18

Условия испытания:

Испытание проведено в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.

Искусственный забой скважины - 2770,0 м; глубина установки пакера 2700,0 м; глубина залегания пласта по вертикали - 2612,0 м; внутренний диаметр обсадной колонны D - 126,0 мм; внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl - 73,00 мм; внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d - 62,00 мм; площадь внутреннего поперечного сечения труб - 30,175 см2; удельный вес раствора - 1,16 г/см3

Определение гидростатического давления - Рг. с

МСУ-1-40 номер 4928 К1=-2,594 К2=8,788

Рг. с до пакеровки 33,50 мм 29,18 МПа

Рг. с после пакеровки 33,32 29,022Мпа

Обработка кривой притока

Исходные данные

МСУ - 1-40 № 4928 К1=-2,594 К2=8,788

По данным акта в пробоотборнике получено: нефть 25%

вода 75%

начальное давления притока после пакеровки 8,06мм 6,824Мра

конечное давление на кривой притока 16,17мм 13,951Мпа

начальное давление притока для расчета Q 8,06мм 6,824 Мпа

конечное давление притока для Q 16,17мм 13,951Мпа

продолжительность притока для расчета дебита 122,00мин=7320с

общая продолжительность притока 122,00мин=7320с

удельный вес поступившего флюида 880кг/м3

tи=1,598мин=95,9 сек

Изменеие забойного давления в процессе регистрации КВД

Маномеир МСУ № 4982 К1=-2,594 К2=8,788

T (мин)	Н (мм)	Lg (T+t) t)	Р (амп)	Lg (60t)
	16,17		139,51
16,04	24,30	О,93	210,95	2,98
32,08	24,64	0,68	213,94	3,28
48,12	24,93	0,55	216,49	3,46
64,16	25,21	0,46	218,95	3,59
80, 20	25,38	0,40	220,45	3,68
96,24	25,51	0,36	221,59	3,76
112,28	25,63	0,32	222,64	3,83
144,36	25,90	0,27	225,02	3,94
176,44	26,16	0,23	227,30	4,02
208,52	26,24	0, 20	228,00	4,10
240,60	26,33	0,18	228,79	4,16
304,76	26,53	0,15	230,55	4,26
465,16	26,80	0,10	232,92	4,45
625,56	27,02	0,08	234,86	4,57
785,96	27,09	0,06	235,47	4,67

Пластовое давление по КВД 239,00атм

Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000

Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692

Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410

Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538

Результаты данных КИИ

гидростатическое давление по пакеровки 291,8атм.

гидростатическое давление после пакеровки 290,2атм

пластовое давление 239атм

репрессия на пласт 52,8атм

депрессия на пласт: максимальная 170,8атм

средняя 135,1атм

6. объем жидкости, поступившей в трубы 2,44м3

в т. ч. из пласта 2,22м3

7. объем подпакерного пространства 0,87м3

8. дебит общий при средней депрессии 28,8м3/сут

в том числе: за счет притока из пласта 28,8м3/сут

за счет негерметичности 0,0м3/сут

9. потенциальный дебит (придепрессии равной Рпл) 23,0м3/сут

10. возможность фонтанирования - не исключается 9,1

11. дебит свободного фонтанирования на дату испытания 2,0м3/сут

12. потенциальный дебит фонтанирования 0,88м3/сут

13. продуктивность: фактическая 0,213м3, сут/ат

14. коэффициент состояния околоствольной зоны пласта 0,4

15. скин-эффект - 3,44

16. коэффициент снижения проницаемости 0,2

17. коэффициент гидропроводности: ОЗП 5,576Д*см/спз

удаленной зоны - 1,115Д*см/спз

Заключение

При проверке испытания величина максимальной депрессии в начальный момент притока равнялась 170,8 ат. При средней депрессии 135,1ат из пласта получен приток флюида дебитом 28Ю8м3/сут, продуктивность -0,213м3/сут/ат. По данным акта в пробонакопителе 25% нефти и 75% воды. Проба нефти для анализа отобрана.

Возможность фонтанирования на исключается.

По результатам обработки КВД пластовое давление-239 атм., проницаемость околоствольной зоны пласта повышена.

Характеристики

Список файлов курсовой работы