Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин. 2003 год
Подождите немного. Документ загружается.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
365
Глава 1
Упражнение 2
• Воспользуемся уравнением, описывающим установившийся
плоскорадиальный режим фильтрации несжимаемой жидкости:
где p
r
– давление на расстоянии r от скважины.
• В первом случае давление на расстоянии 10 м от скважины определяется
выражением:
• Давление в пласте на расстоянии 100 м от скважины:
w
wr
r
r
kh
q
pp ln41.18
µ
=−
[]
[
]
[
]
[][]
[]
[]
[]
атм
м
м
ммД
спзсутм
атм
r
r
kh
q
pp
w
wr
86.94
124.0
10
ln
10500
4885.229
41.1880ln41.18
3
=
⋅
⋅
+=+=
µ
[]
[
]
[
]
[][]
[]
[]
[]
атм
м
м
ммД
спзсутм
атм
r
r
kh
q
pp
w
wr
66.102
124.0
100
ln
10500
4885.229
41.1880ln41.18
3
=
⋅
⋅
+=+=
µ
Глава 1
Упражнение 3
• Для первого случая радиус исследований равен:
• Таким образом, спустя всего 1 минуту, перераспределение давления
распространится на 8.9 метров в пласт.
• Для второго случая радиус исследований равен:
• Хотя время проведения ГДИС для второго случая намного больше, радиус
исследования увеличился всего лишь вдвое.
• Данный пример наглядно показывает трудности, с которыми может
столкнуться инженер при проектировании и проведении ГДИС, т.е. в
случае испытания газового коллектора с низкой проницаемостью
длительность исследований значительно увеличивается.
• Скорость распространения давления определяется коэффициентом
пьезопроводности η = k / φµc
t
. В первом случае коэффициент
пьезопроводности выше.
][9.8
][1047.1][8.025.0
])[60/1(][100
037.0
14
м
атмспз
часмД
r
inv
=
×⋅⋅
⋅
=
−−
][88.17
][10939.2][05.005.0
][168][01.0
037.0
13
м
атмспз
часмД
r
inv
=
×⋅⋅
⋅
=
−−
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
366
Глава 2
Упражнение 1
• Совокупный скин-фактор (S
a
= 20) в соответствии с уравнением Jones и
Watts:
• Перфорируя дополнительный интервал, мы не изменяем S
tr
, изменяется
только S
p
. Необходимо определить S
p
до и после перфорирования
дополнительного интервала.
• До перфорирования дополнительного интервала: для h
p
= 30.48 м и h =
91.44 м коэффициент вскрытия пласта b = 0.33. Перфорационный интервал
расположен в центре пласта h
s
=45.72 м
• По корреляции Brons и Marting определяем S
p
=13.2.
p
tr
pda
S
b
S
SSS +=+=
3600
5
180
0762.0
72.45
==
=
D
z
r
w
s
D
h
k
k
r
h
h
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
367
Глава 2
Упражнение 1
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
30
25
20
15
10
5
S
p
b
h
D
= 10000
20
100
5
1000
0.33 0.67
13.2
3.3
Глава 2
Упражнение 1
• Определяем истинный скин-фактор: S
tr
= b (S
a
–S
p
) = 2.27
• После перфорирования дополнительного интервала: для h
p
= 60.96 м и h =
91.44 м – коэффициент вскрытия пласта b = 0.666. Перфорационный
интервал также расположен в центре пласта, следовательно,h
s
=45.72 ми
h
D
= 3600. Определяем S
p
= 3.3 по корреляции Brons и Marting.
• Совокупный скин-фактор после проведения дополнительной перфорации
определяется по формуле:
• Определим продуктивность скважины до и после перфорирования
дополнительного интервала:
– При S
a
=20
– При S
a
=6.7
7.63.3
666.0
27.2
=+=+=
p
tr
a
S
b
S
S
3
ss
e
a
w
kh 180 91.44 мс
у
т
J 26.33
304.8
атм
r
18.41 1.2 1 ln 20
18.41 B ln S
0.0762
r
⋅
== =
⋅⋅ +
⋅µ +
3
ss
e
a
w
kh 180 91.44 мсут
J 49.69
304.8
атм
r
18.41 1.2 1 ln 6.7
18.41 B ln S
0.0762
r
⋅
== =
⋅⋅ +
⋅µ +
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
368
Глава 3
Упражнение 1
Во время доминирования ВСС давление линейно зависит от времени:
0
1
2
3
4
5
6
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
t, часы
Дельта P, атм
s
qB
Pt
24 C
∆= ⋅
⋅
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
369
Глава 3
Тангенс угла наклона прямой линии используется для определения C
S
0
1
2
3
4
5
6
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
t, часы
Дельта P, атм
наклон n = 2,7/ 0,03 = 90
333
3
S
qB 110[м / сут]1[м / м ]
C 0.051[м / атм]
24 n 24 90[атм / час]
⋅
== =
⋅⋅
Упражнение 1
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
370
Глава 4
Упражнение 1
Данные по давлению наносятся на график в виде ∆P
КВД
(∆t
e
) в
билогарифмическом масштабе (совпадающем с масштабом типовых
кривых) …
0.1
1
10
100
0.001 0.01 0.1 1 10 100
Эквивалентное время, часы
Дельта P, атм
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
371
Глава 4
… и совмещаются с типовыми кривыми
0.01
0.1
1
10
100
0.001 0.01 0.1 1 10 100
Эквивалентное время, часы
Дельта P, атм
Упражнение 1
Глава 4
Выбираем точку М ([t]
M
, [∆P]
M
) и ([t
D
/C
D
]
M
, [P
D
]
M
) , параметр выбранной
типовой кривой C
D
exp(2S)=10
6
eM
[t] 0.2∆=
M
[ P] 1.8
∆
=
DDM
[t C ] 10
=
DM
[P ] 1=
[]
[]
[
]
[]
e
M
S
DD
M
t
0.00226 1125.1 мД м 0.2
0.00226 kh
C0.051
tC 1сПз 10
∆
⋅⋅⋅
== =
µ⋅
[]
[]
[] []
D
333
M
M
P
1
kh 18.41qB 18.41 110 м / с
у
т 1 м / м 1 сПз 1125.1 мД м
P1.8
=µ=⋅ ⋅ ⋅⋅= ⋅
∆
(
)
6
D
D
Cexp2S
1110
Sln ln 4
2C 2360
===
[]
DS
2
41 22
tw
0.159 0.159
C C 0.051 360
hcr
80 м 0.2 2.2 10 атм 0.08 м
−−
=⋅= ⋅=
φ
⋅⋅⋅ ⋅
[
]
[]
[]
1125.1 мД м
k 14.1 мД
80 м
⋅
==
Упражнение 1
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
372
Глава 5
Данные по давлению наносятся на график в виде ∆P(∆t
e
) и P’(∆t
e
) в
билогарифмическом масштабе (совпадающем с масштабом типовых
кривых) …
0.1
1
10
100
0.001 0.01 0.1 1 10 100
Эквивалентное время, часы
Дельта P, P'
Упражнение 1
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
373
Глава 5
Метод типовых кривых
0.1
1
10
100
0.001 0.01 0.1 1 10 100
Эквивалентное время, часы
Дельта P, P'
Упражнение 1
Глава 5
Метод типовых кривых
Выбираем точку М ([t]
M
, [∆P]
M
) и ([t
D
/C
D
]
M
, [P
D
]
M
) , параметр выбранной
типовой кривой C
D
exp(2S)=10
6
eM
[t] 0.2∆=
M
[ P] 1.8∆=
DDM
[t C ] 10=
DM
[P ] 1=
[]
[]
[
]
[]
e
M
S
DD
M
t
0.00226 1125.1 мД м 0.2
0.00226 kh
C0.051
tC 1сПз 10
∆
⋅⋅⋅
== =
µ⋅
[]
[]
[] []
D
333
M
M
P
1
kh 18.41qB 18.41 110 м / с
у
т 1 м / м 1 сПз 1125.1 мД м
P1.8
=µ=⋅ ⋅ ⋅⋅= ⋅
∆
(
)
6
D
D
Cexp2S
1110
Sln ln 4
2C 2360
===
[]
DS
2
41 22
tw
0.159 0.159
C C 0.051 360
hcr
80 м 0.2 2.2 10 атм 0.08 м
−−
=⋅= ⋅=
φ
⋅⋅⋅ ⋅
[
]
[]
[]
1125.1 мД м
k 14.1 мД
80 м
⋅
==
Упражнение 1
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
374
Глава 5
Прямой метод
[
]
[]
333
3
eстаб
s
стаб
110 м / сут 1 м / м
0.01 час
t
qB
C 0.051 м / атм
24 P 24 0.9 атм
⋅
∆
=⋅ = ⋅ =
∆
[] []
3
стаб
33
0.5
kh 18.41qB 18.41 110 м / с
у
т
P
0.5
1 м / м 1 сПз 1125.1 мД м
0.9
=µ⋅=⋅ ×
∆
×⋅⋅= ⋅
[]
[]
[][]
[]
скин eскин
2
стаб tw
41 22
P 0.00036k t
1
Sln 0.81
2P cr
19 атм 0.00036 14.1 мД 20 час
1
ln 0.81 3.8
20.9атм
0.2 1 сПз 2.2 10 атм 0.08 м
−−
∆∆
=− −=
∆ϕµ
⋅⋅
=− −=
⋅⋅× ⋅
[
]
[]
[]
1125.1 мД м
k 14.1 мД
80 м
⋅
==
0.1
1
10
100
0.001 0.01 0.1 1 10 100
∆P
скин
∆P
стаб
∆t
е скин
∆t
е стаб
стаб
P 0.9∆=
eскин
t20∆=
eстаб
t0.01∆=
скин
P19∆=
Упражнение 1