Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
°ботаны также экспресс - методы исследования простаивающих скважин, сущность которых состоит в том, что изменение давления в пласте достигается путем кратковременного отбора или закачки в скважину жидкости (газа) - "мгновенный подлив" (не более одного объема скважины). Возможно также ступенчатое изменение дебита.
1.2 Техника и приборы для гидродинамических исследований
Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на:
автономные
дистанционные
Дистанционные, обеспечивают передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрируют показания в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или с десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.
Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм с помощью лебедки ЛС - 16, ЛСГ - 1, установки для исследования скважин типов
Азинмаш - 8 А, Азинмаш -8 В, ЗУИС, дистанционные приборы - на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройств (УЛА - 1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.
Прямые измерения давления осуществляют скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН - 2, МГТ - 1, дистанционными типа МГН - 5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН - 1, МПМ - 4 и дистанционными типа МГД - 36) и дифманометрами (прямого действия ДГМ - 4М и компенсационными "Онега - 1", "Ладога-1"). Диаметр корпуса их 25 - 36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от - 10 до + 400 0С.
Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД-2М, "Кобра-36Р", ДГД - 6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26 - 42мм, пределы измерения 5 - 200 м3/сут, рабочие давление и температура 20 - 35 МПа и 70 - 100 0С. Аналогично для расходомеров соответственно: 42 110 мм, 20 - 3000 м3/сут, 50 МПа, 120 0С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются безпакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер "Терек - 3" с зонтичным бесприводным пакером для измерения горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД - 2, СТД - 4, СТД - 16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 - 36 мм, чувствительность 0,5 м3/сут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 0С.
В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры - влагомеры ВРГД - 36, "Кобра - 36 РВ", дистанционный прибор ДРМТ - 3 (для измерения давления до 60 МПа и температуры до 180 0С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура "Поток - 5" (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 0С, расхода 6 - 60 или 15 - 150 м3/сут и влажности жидкости до 100%, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).
2. Расчетная часть
Скважина исследована на неустановившемся режиме фильтрации. Результаты исследований:
?н = 2,2 мПа*сек; ?н = 1,2*10-9 Па-1;
?п = 1,5*10-10 Па-1;
Интервал перфорации: 2195 - 2207;
= 0,15; bн = 1,253;
?н.д = 749 кг/м3; dэк = 146 мм
Rк = 100 м; Т = 33 часа.
Таблица 1. Метод Хорнера.
Рз, Мпаt, сек(T+t)/tlg(T+t/t)19,720--20,88240496,0002,69521,71480248,5002,39522,11720166,0002,22022,54960124,7502,09622,671200100,0002,00022,76144083,5001,92222,91161774,4691,87222,94192062,8751,79823,06240050,5001,70323,12288042,2501,62623,19334036,5691,56323,4434028,3731,45323,47530023,4151,36923,53626019,9781,30123,56722017,4541,24223,6794015,9621,203
Рис. 1.
1. Определим коэффициент В:
В =
В = ;
Где Q - дебит, м3/сут;
? - вязкость нефти, мПа*с
h - толщина пласта, м
К - проницаемость пласта, м2.
. Определим гидропроводность:
? =
3. Определим проницаемость:
К = ;
. Рассчитаем коэффициент пьезопроводности:
? =
- пористость
. Определим скин-эффект:
S = 1,15 (= 1,15 (= -3,16
Где Рз(240) - забойное давление после остановки скважины через 240 сек. Рпл = 25 МПа;
Метод касательных.
Таблица 2.
?Р, Мпаt,секlgt00-1,162402,381,994802,682,397202,862,829602,982,9512003,083,0414403,163,1916173,213,2219203,283,3424003,383,428803,463,4733403,523,6843403,643,7553003,723,8162603,803,8472203,863,8879403,90
Рис. 2.
1. Определим коэффициент В:
В =
В =
. Определим гидропроводность:
3. Определим проницаемость:
. Определим пьезопроводность:
. Определ