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

3.3 Коэффициент C

в скважинах,

оборудованных насосом

VVh∆= ∆

∆

=−

∆

– объем ствола скважины, приходящийся на

единицу длины [м

]

∆h–изменение уровня флюида в скважине [м]

P 101325

−

∆= ρ∆

• В скважинах, оборудованных насосом, изменение в объеме скважинного

флюида зависит от меняющегося уровня этого флюида в скважине:

где V

– объем ствола скважины, приходящийся на единицу длины [м

]

∆h–изменение уровня флюида в скважине [м]

• Изменение забойного давления также зависит от изменения уровня

флюида в скважине ∆h:

ρ - плотность флюида, находящегося в стволе скважины [кг/м

]

• Следовательно

•

• ВСС в таких скважинах значительно больше ВСС в фонтанирующих

скважинах: порядок величины 0,1– 1 м

/атм

• Восстановление давления в таких скважинах всегда подвержено ВСС:

когда приток из пласта останавливается, восстановление давления

заканчивается

VVh

∆

=∆

P 101325

−

∆= ρ∆

C 101325

3.3 Коэффициент C

в скважинах,

оборудованных насосом

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

3.4 Давление в начальный период влияния

объема ствола скважины

∆P–изменение забойного давления, [атм]

q – поверхностный дебит, [м

/сут]

B–объемный коэффициент

t–время, [часы]

Cs – коэффициент влияния объема ствола

скважины, [м

/атм]

qBt

24 C

∆=

⋅

• После пуска скважины на забойное давление в основном влияет ствол

скважины, приток из пласта ~0

• Зависимость давления от времени принимает вид:

• Где ∆P–изменение забойного давления, [атм]; q – поверхностный дебит,

[м

/сут]; B – объемный коэффициент; t – время, [часы]; C

– коэффициент

влияния объема ствола скважины, [м

/атм]

24 C

∆=

⋅

3.4 Давление в начальный период влияния

объема ствола скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

, если C

– константа, тогда

qBt

24 C

∆=

⋅

∆P

наклон n

3.4 Давление в начальный период влияния

объема ствола скважины

• Если эффект влияния ствола скважины постоянен, то в течение времени,

когда основная добыча идет за счет расширения флюида в стволе

скважины (приток из пласта ~0), забойное давление меняется линейно со

временем:

• Наклон прямой линии n используется для вычисления коэффициента

влияния объема ствола скважины:

• Эффект влияния ствола скважины может быть непостоянным из-за:

– выделения/растворения газа в стволе скважины при изменении

давления

– разделения флюидов в стволе скважины

24 C

∆=

⋅

24 n

⋅

3.4 Давление в начальный период влияния

объема ствола скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

3.5 Приток из пласта в период

влияния объема ствола скважины

24C

Bdt

– приток из пласта в поверхностных условиях, [м

/сут]

• Когда скважина пускается в работу, эффект влияния объема ствола

скважины задерживает приток из пласта

• Приток из пласта в стандартных условиях дается уравнением:

• Где q

– приток из пласта в поверхностных условиях, [м

/сут]; q –

поверхностный дебит, [м

/сут]; B – объемный коэффициент; t – время,

[часы]; P – давление, [атм]; C

– коэффициент влияния объема ствола

скважины, [м

/атм]

24C

3.5 Приток из пласта в период

влияния объема ствола скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Критерий Рамея (Ramey):

Критерий Чена (Chen) и Бригхама (Brigham):

t - время [часы]; Cs - коэффициент влияния объема

ствола скважины [м

/атм]; k - проницаемость

[миллидарси]; h - мощность пласта [м]; µ - вязкость

[спз]

3.6 Конец эффекта влияния объема ствола

скважины

(

)

26531 1547 S C

+⋅⋅

22109 C exp(0.14 S)

⋅

• Существует три правила определения конца периода ВСС:

– Правило Рамея (Ramey):

– Правило Чена и Бригхама (Chen and Brigham)

где k – проницаемость, [миллидарси]; h – мощность пласта, [м]; µ –

вязкость, [спз]; s – скин-фактор

(

)

26531 1547 S C

⋅⋅

22109 C exp(0.14 S)

⋅

3.6 Конец эффекта влияния объема ствола

скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Эмпирическое правило:

0.1

∆p

0.01 0.1 1 10

100

1,5 log-цикла

3.6 Конец эффекта влияния объема ствола

скважины

• Эмпирическое правило:

Если нанести график забойного давления как функцию от времени в

билогарифмических координатах, то конец периода ВСС определяется как

время, которое отстоит от конца доминирующего ВСС (единичный наклон)

на 1,5 логарифмических цикла

3.6 Конец эффекта влияния объема ствола

скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Упраж нение 1

Было проведено исследование по КВД. Данные давления представлены на

рисунке

Задание

: Определите коэффициент ВСС

240

245

250

255

260

265

270

-15 0 15 30 45 60 75

время, часы

Давление, атм

-20

100

120

Дебит, м

/сут

давление

дебит

Упраж нение 1

Исходные данные

/сут110qДебит

/м

Объемный коэффициент нефти

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Контрольные вопросы к главе 3

1. Объясните суть эффекта влияния объема ствола скважины

2. Назовите величину, характеризующую данный эффект

3. В каких скважинах (фонтанирующих или скважинах, оборудованных

насосом) эффект влияния объема ствола скважины более значителен

4. В начальный период влияния объема ствола скважины зависимость

давления от времени:

– линейная;

– логарифмическая;

– квадратичная

5. Назовите основные параметры системы, влияющие на длительность

влияния эффекта ствола скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Типовые

кривые

4.1 Введение

4.2 Безразмерные переменные

4.3 Решение уравнения пьезопроводности в безразмерных

переменных

4.4 Типовые кривые Gringarten

4.5 Анализ данных КПД с помощью типовых кривых

4.6 Анализ данных КВД с помощью типовых кривых

4.7 Преимущества и ограничения метода типовых кривых

Содер ж ан и е

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

4.1 Введение

70-е годы

Типовая кривая – графическое представление решения

P( t ) для определенной конфигурации «скважина-пласт» в

безразмерных координатах

Типовые кривые Agarwal

Типовые кривые McKinley

Типовые кривые Ear l ou gh er и Kersch

Типовые кривые Gr i n gar t en

• Впервые типовые кривые появились в литературе в 70-х годах

• Существует несколько видов типовых кривых, которые используются для

анализа данных ГДИС в случае бесконечного гомогенного пласта. Среди

них:

– Типовые кривые Agarwal

– Типовые кривые McKinley

– Типовые кривые Earlougher и Kersch

– Типовые кривые Gringarten

• Типовые кривые - графическое представление давления как функции от

времени для определенных конфигураций «скважина-пласт». Они

вычисляются на основе существующих аналитических моделей и

выражаются в безразмерных переменных.

• Типовые кривые Gringarten наиболее совершенны и удобны для

применения. Также они наиболее широко применяются в нефтяной

индустрии

4.1 Введение