Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
следующее выражение для подсчета величины скин-эффекта:
S = 1,151 { [ (Рпл - Ркп) /i (конечного участка] - lg (2,25kt/mbmr?} (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.
Кпрод. = 0,0033м3/сут. /атм. Рпл = 324 атм.
2-объект: пласт ЮС1, испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:
d 2мм - дебит 4,2м3/сут., Рзаб = 254 атм.
d 4мм - дебит 9,6м3/сут., Рзаб = 238атм.
d 6мм - дебит 13,6м3/сут., Рзаб = 226атм.
Кпрод = 0,2м3/сут/атм.
Рпл =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 БС16-18
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) 16,17139,5116,0424,30О,93210,952,9832,0824,640,68213,943,2848,1224,930,55216,493,4664,1625,210,46218,953,5980, 2025,380,40220,453,6896,2425,510,36221,593,76112,2825,630,32222,643,83144,3625,900,27225,023,94176,4426,160,23227,304,02208,5226,240, 20228,004,10240,6026,330,18228,794,16304,7626,530,15230,554,26465,1626,800,10232,924,45625,5627,020,08234,864,57785,9627,090,06235,474,67
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/?/p>