Автор: Пользователь скрыл имя, 03 Июня 2013 в 01:14, курсовая работа
Основную информацию о состоянии скважины и призабойной зоны, получаемую по результатам исследований скважин, можно использовать для решения двух основных задач. Первая заключается в определении эффективности геолого-технического мероприятия на скважине, например, термокислотной обработки призабойной зоны или т. п., сравнением результатов исследования до и после мероприятия. Вторая задача связана с оценкой текущего состояния системы призабойная зона— скважина. В процессе эксплуатации происходит изменение ее характеристик, вызванное различными причинами: отложениями парафина в призабойной зоне и подъемных трубах, накоплением воды на забое скважины, образованием песчаных пробок и т. п. Контролирование состояния скважины и диагностирование возможных причин снижения ее продуктивных характеристик на основе результатов исследований позволяют своевременно и целенаправлено проводить необходимые геолого-технические мероприятия.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Исследование на установившихся режимах
Определение индикаторной линии
Исследования на нестационарных режимах
Список литературы.
государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений»
КУРСОВАЯ РАБОТА
по курсу «Подземная гидромеханика»
Тема: Исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах течения жидкости. Определение коэффициента проницаемости
Работу выполнил студент
дата «24»февраль 2011 г.
Работу проверил
руководитель Вольф Альберт Альбертович
дата « » 2011 г.
Когалым 2011
Содержание.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Основную информацию
о состоянии скважины и призабойной
зоны, получаемую по результатам исследований
скважин, можно использовать для
решения двух основных задач. Первая
заключается в определении эффе
Для решения этих задач применяют комплекс методов исследования скважин: гидродинамических, геофизических, термометрию скважины, а также периодические замеры во времени дебитов и давлений на скважине и определение профиля притока.
Термометрия. При термометрии снимают распределение температуры по стволу скважины от забоя до устья (существуют еще специальные методы исследований на основе нестационарных температурных режимов, которые здесь не рассматриваются). По полученным данным определяют такие характеристики скважины, как интервал и интенсивность отложения парафина в подъемных трубах, толщину и продуктивность работающих пропластков.
Глубинная расходометрия. При глубинной рас-ходометрии снимают профиль притока из продуктивных пропластков. По полученным данным определяют работающие интервалы, их продуктивность, а также может быть оценено изменение профиля притока в результате обработки призабойной зоны.
Анализ данных периодических замеров дебита (или давления) скважины позволяет сделать выводы о ее текущем состоянии, выявить тенденции изменения ее продуктивной характеристики. Таким образом, можно определить накопление воды на забое скважины, наличие песчаной пробки и т. п.
Гидродинамические исследования скважин служат для получения информации о параметрах пласта, точнее призабойной зоны. Различают два основных вида исследования скважин — на стационарных и нестационарных режимах.
Исследование на установившихся режимах (определение индикаторной линии)
Индикаторная линия скважины представляет собой графическую зависимость между установившимися дебитами скважины Q и депрессиями на пласт Dр== . В результате исследований получают коэффициент продуктивности скважины К, исходя из соотношения Q=KDp. Режим на фонтанной скважине изменяют сменой штуцера на выкидной линии; на газ-лифтной скважине—изменение режима подачи рабочего агента: давления и расхода закачки газа или воздуха; на скважине, оборудованной штанговой скважинной установкой,— изменением длины хода, числа качаний, глубины подвески и т. д. Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии (или дебите) скважина вышла на установившийся режим. Поскольку установление режима в скважине может происходить в течение длительного времени — от нескольких часов до нескольких суток , то обычно проводят исследования не более чем на трех — пяти режимах.
Таким образом, уравнение индикаторной линии определяется по небольшому числу точек, что вместе с невысокой точностью применяемых измерительных приборов обусловливает большую погрешность при расчетах. Поэтому при обработке данных исследований скважин необходимо определить погрешность получаемых результатов.
Пусть, например, в результате проведенных исследований уравнение индикаторной линии выбрано в виде прямолинейной зависимости Q=KDp. Обрабатывая полученные данные по методу наименьших квадратов, получаем
где п —число режимов, на которых исследовалась скважина;
— дебит и депрессия на i-м режиме.
Если погрешность измерения дебита равна , а погрешность манометра— , то относительная погрешность определения коэффициента продуктивности запишется
В качестве примера проанализируем данные исследования скв. 2 За-падно-Тэбукского месторождения Коми АССР.
Режим ..... 1 2 3 4
Дебит, /cyт ... 48 132 178 222
Депрессия, МПа . . 0,5 0,97 1,26 1,62
Забойное давление измеряли скважинным манометром МГГ-2У с классом точности 0,5. Так как верхний предел измерения этого манометра 20 МПа, то =0,1 МПа. Дебит нефти измеряли объемным способом. Если принять соответствующую погрешность =0, то расчеты по приведенным формулам дают К=140 т/(сут-МПа), /K=17%. Таким образом, для коэффициента продуктивности получаем диапазон изменения К= (140±24) т/ (сут-МПа).
При исследовании скважины методом установившихся отборов возможны значительные отклонения измеренных расходов жидкости или депрессии на пласт от средних значений. Эти, отклонения могут быть вызваны неустановившимся режимом работы скважины, нарушением технологии исследования, сравнительной большой погрешностью используемых приборов и т. п. В результате некоторые точки на индикаторной линии оказываются «бракованными». Использование этих данных при расчетах коэффициентов фильтрационных сопротивлений может привести к существенным ошибкам. Поэтому подобные «дефектные» точки необходимо отбросить.
Интуиции и опыту исследователя при определении дефектных замеров помогают статистические критерии обнаружения аномальных значений. Аномальное значение отбрасывают, если
где
Здесь ,—табличное значение критерия Стьюдента для уровня значимости a при числе степеней свободы, равном п—1.
После отбрасывания «дефектных» точек пересчитывают коэффициенты уравнения притока и их погрешность. При недостаточном количестве точек необходимы дополнительные опыты.
Рассмотрим данные исследования скв. 2, уравнение притока которой рассчитывалось ранее. Проверке следует подвергнуть точку, соответствующую минимальной депрессии. Вычисляем:
| | ==22; 3,7; 8; 1,6; 4,8; d=7,25; =+14,75; S=10,1.
При уровне значимости a =0,9 с ==1,45. Следовательно, проверяемое значение отбрасывается, так как 14,75>1,45*10,1 =14,65.
После пересчета оставшихся данных получаем K=140 т/(сут-МПа);
/K=3,8%. Таким образом, погрешность определения коэффициента продуктивности существенно снизилась.
Индикаторные линии свкажин могут быть непрямолинейными. Их искривление может быть обусловлено неньютоновскими свойствами нефти, подключением (или отключением) пропластков при изменении депрессии, зависимостью проницаемости коллектора от давления, что характерно, например, для трещиновато-пористых и трещиноватых коллекторов. На первый взгляд может показаться, что знание причин искривления индикаторной линии не столь существенно, поскольку всегда можно подобрать эмпирическую зависимость, содержащую достаточное число «подгоночных» параметров, чтобы получить необходимую точность расчетов, например, дебита по заданной депрессии. Здесь уместно привести шутливое, но не лишенное смысла понятие «ценности теории», равной К/п—1, где К— число независимых величин, которое теория может предсказать, п—число подгоночных параметров (Китайгородский А. И.). Поэтому выявление причин, вызывающих искривление индикаторной линии, дает возможность существенно повысить надежность выводов, сократив при этом число экспериментально определяемых величин.
Одной из причин искривления зависимости Q=f (Dр) часто ошибочно называют изменение фазовых проницаемостей при изменении забойного давления—при его снижении ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, происходит изменение газонасыщенности перового пространства, что и вызывает изменение фазовой проницаемости для нефти и, следовательно, искривление индикаторной диаграммы. Ошибочность подобного рассуждения легко установить следующим оценочным расчетом.
Предположим, что скважина работает с дебитом 200 м /сут при забойном давлении, равном р =20 МПа, которое на 3,0 МПа меньше давления насыщения. Пусть газовый фактор равен 100 м3/м3, а толщина пласта h==100 м. Оценим время, необходимое для изменения газонасыщенности на DS==0,05. В призабойной зоне радиусом R=5 м такое изменение газонасыщенности вызывает заметное уменьшение фазовой проницаемости для нефти. Приняв пористость m=0,2, получаем, что объем газа, необходимый для такого изменения, приведенный к нормальным условиям, равен
Будем считать, что весь газ, выделяющийся из нефти в пласт, остается в призабойной зоне. Так как забойное давление на 1 МПа меньше давления насыщения, т. е. депрессия на пласт составляет примерно двадцатую часть давления насыщения, то из каждого добытого объема нефти в пласте останется 5 м3 газа (приведенного к нормальным условиям). Поэтому в сутки в пласте будет задерживаться примерно 1000 м3 свободного газа. Следовательно, изменение газонасыщенности порового пространства на 0,05 произойдет за 15 сут, т. е. заметное искривление индикаторной линии за счет выделения газа из нефти следует ожидать через месяц после смены режима.
Поэтому искривление индикаторной линии в случае двухфазной фильтрации в пласте определяется не изменением фазовых проницаемостей, а неустановившимся характером (неравновесностью) фильтрационного потока.
Одной из причин искривления индикаторной линии может также быть неравновесность процесса разгазирования нефти в призабойной зоне . При движении нефти к забою скважины давление в ее объеме падает, вследствие чего происходит выделение газа. Темп снижения давления рассчитывают следующим образом:
При достаточно больших темпах изменения давления количество выделяющегося из нефти газа уменьшается (обычно это наблюдается при dp/dt lO —lO-2 МПа/с, в результате чего плотность нефтегазовой смеси оказывается зависящей не только от давления р, но и от скорости его изменения dp/dt. Вследствие этого индикаторная линия искривляется.
Радиус зоны двухфазной фильтрации R можно в первом приближении оценить, приняв логарифмическое распределение давления в пласте. Очевидно, граница зоны определяется условием р=р (давление насыщения нефти газом):
откуда
Определить причину искривления индикаторной линии по данным стационарных исследований скважин затруднительно. Более полную информацию о свойствах пластовой системы можно получить на основании результатов исследований скважин на нестационарных режимах.
Наиболее полную информацию о свойствах пласта можно получить по результатам гидродинамических исследований скважин и пластов на нестационарных режимах. Общая схема проведения этих исследований состоит в следующем. Создают определенное воздействие на пласт, например, изменением дебита или давления в скважине. Таким образом получают входной сигнал, действующий на исследуемую систему. Затем проводят наблюдение и измерение выходного сигнала—определяют изменения или дебита, или давления в некоторой точке пласта. В этом выходном сигнале содержится вся информация о гидродинамических свойствах исследуемого пласта. Далее, применяя соответствующие методы обработки полученных данных, определяют искомые параметры пласта.
Различают два основных вида гидродинамических исследований скважин и гидропрослушивание.
Исследование скважин