Определение коэффициента продуктивности скважин (стр. 1 из 4)

Содержание

Введение

1

Технико-технологический раздел

1.1 исследование скважин на приток

1.2 Виды индикаторных диаграмм

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

1.4 Методы увеличения продуктивности скважин

2 Расчетно-практический раздел

2.1Определение проницаемости призабойной зоны

2.2 Определение продуктивности скважин

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. Коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии. Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Виды продуктивности:

1. Продуктивность по нефти

2. Продуктивность по газу

Методы исследований скважин и пластов:

1. Гидродинамические

2. Дебитометрические

3. Термодинамические

4. Геофизические

Виды индикаторных диаграмм:

1. Индикаторная линия прямая

2. Индикаторная линия выпуклая

3. Индикаторная линия вогнутая

4. Индикаторная линия не из начала координат

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах.

1технико-технологичеий раздел

1.1 Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Определяют величину депрессии на пласт. Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.

Где

– Депрессия.

- Пластовое давление.

- Забойное давление.

Строят индикаторную диаграмму в координатах

(рис.1)

(рис. 1)

На индикаторной линии берут любую точку Р определяют её координаты и находим коэффициент продуктивности скважины:

где К - Коэффициент продуктивности скважины.

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта

Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу). Кривые строятся в координатах

для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления:

Где

- Давление на любой момент времени.

- Давление на забой до остановки скважины.

(рис.2)

Исследование скважин - комплекс работ по:

· установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину

· определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне

· отбору глубинных проб нефти

· измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней

· контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.

Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

1.2 Виды индикаторных диаграмм

(рис. 3)

1) Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.

2) Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.

3) Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.

4) Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

где η - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].

Q - Дебит скважины [м³/сут].

ΔP - Депрессия [МПа].

P_k - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].

P_c - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине.

Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

где η₀ - Потенциальная продуктивность [см³/сек/атм].

- Коэффициент гидропроводности пласта (k - проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ - динамическая вязкость жидкости [сП]).
B - Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия).
R_k - Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами).
r_c — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].