ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.10.2024
Просмотров: 146
Скачиваний: 0
статического уровня. При этом положении уравнение полученной индикаторной прямой имеет вид:
|
|
|
|
|
|
Q —К (Лд—/іст) т/сут; |
|
|
|
|||
коэффициент |
продуктивности скважины |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
Q |
|
Q |
5,5 |
= 0,032 |
т/сут -м. |
|
||
|
|
|
h д — /іст |
Д/і |
670 — 500 |
|
|
|
||||
Следовательно, |
|
Q = 0,032 (Лд— 500) т/сут. |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Исследование |
глубиннонасосиых скважин замером динамических |
|||||||||||
уровней |
жидкости |
ограничивается |
величиной |
газового |
фактора, |
|||||||
0 |
|
0 7 |
7 |
6 |
|
6 |
1 0 Q,m/сут |
который |
должен быть не выше |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
50 м3/т. |
При более высоком га |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
зовом факторе изменение поло |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
жения |
динамического |
уровня |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
в |
скважине |
не соответствует |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
изменению |
дебита, так как в |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
этом случае верхняя часть стол |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ба жидкости в затрубиом про |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
странстве состоит из |
газонеф |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
тяной смеси переменной плот |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ности. |
|
|
|
|
Рис. 48. |
Индикаторная |
прямая Q = |
|
Задача 14 |
|
|||||||
|
Скважина, работающая при |
|||||||||||
ного |
|
|
= / (Ад) |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
помощи центробежного погруж |
|||||||
|
электронасоса |
ЭЦН8-700-300, |
исследована |
на приток. |
||||||||
Содержание воды в жидкости, 99,5%, газа очень мало, относи тельная плотность жидкости р «г# 1, Статический уровень жидкости
/гст = 150 м, глубина подвески насоса L = 310 м, диаметр |
эксплуа |
||||
тационной |
колонны |
D = |
219 мм, |
диаметр насосных труб |
dycjl = |
= 89 мм, |
диаметр |
кабеля |
dK = |
35 мм. |
|
Требуется построить индикаторную диаграмму и определить коэффициент продуктивности скважины.
Исследование скважин, эксплуатируемых центробежным насо сами, основано на свойстве этих насосов при одинаковых числе оборотов, вязкости и фазовом составе откачиваемой жидкости разви вать при закрытой выкидной задвижке (режим нулевой подачи) одинаковый напор. Этот напор складывается из двух величин: высоты подъема жидкости от статического уровня до устья скважины и манометрического давления на устье перед задвижкой.
Режим работы скважины меняют от большего дебита к меньшему путем уменьшения проходного сечения задвижки или смены штуцера на выкидной линии.
При работе скважины на установившемся режиме постепенно і(во избежание гидравлического удара) полностью закрывают вы-
'J54
кидную задвижку на устье. При этом иа устье создается постоянное давление.
Считая, что динамический уровень жидкости за время закрытия задвижки изменяется незначительно по сравнению с установившимся уровнем при работе насоса, можно написать следующее равенство:
Юрі
|
#0 -- ^ДИН |
Р |
’ |
|
|
|
|
|
|
||
где Н 0 — напор |
насоса в м при Q = 0; |
/г-дІІН — динамический |
уро |
||
вень в м при |
производительности насоса |
= 600 м3/сут; |
р 1 = |
||
= 20 кгс/см2 — |
показание манометра на устье скважины при пер |
||||
вом режиме после закрытия задвижки.
Затем задвижку частично открывают для получения дебита, меньшего, чем первоначальный. При установившемся режиме заме ряют дебит Q = 400 м3/сут, вновь закрывают задвижку и фиксируют
давление на устье р 2 |
= 40 кгс/см2. |
При втором режиме |
можно написать аналогичное равенство: |
|
Н о — ^Днн ' Юр-2 |
где /г"ин — динамический уровень при втором режиме.
Так как плотность откачиваемой жидкости при обоих режимах можно считать одинаковой, то, приравнивая правые части равен ства, найдем разность устьевых давлений:
^дин
откуда
ЮРі |
— ^дин |
10р2 |
Р |
р ’ |
„ _ (Л'ДПН Лдин) р
Рч Р1 ~~
Коэффициент продуктивности скважины (при показателе степени в уравнении притока п = 1) будет равен
1у |
__ Q \ Q 2 _ |
6 0 0 4 0 0 |
__ л Q _______т_________ |
1 |
р2 —Рі |
40— 20 |
сут • (кгс/см2) ’ |
Для получения третьей точки задвижку вновь частично откры вают и при установившемся режиме замеряют дебит Q3 = 300 м3/сут, а после закрытия задвижки определяют устьевое давление р 3 — = 50 кгс/см2.
Для второго и третьего режимов находят коэффициент продук тивности:
гу- _ |
(?2 Qs |
__ |
400 300 |
__ лQ ______ т______ |
|
2 _ |
Рз —Р2 |
~ |
50—40 |
сут ■(кгс/см2) ' |
, |
Коэффициенты продуктивности К г и К 2 получились одинако выми, поэтому закон фильтрации будет линейный, и показатель степени в уравнении притока п = 1 .
155
По дебиту Q и устьевому давлению рбуф строят индикаторную диаграмму притока жидкости в скважину (рис. 49).
Задача 15
Фонтанную скважину исследователи на приток при шести разных режимах ее работы изменением диаметра штуцера с замером забой ных давлений глубинным регистрирующим манометром.
Пластовое |
давление |
рпл = 165 кгс/см2, |
давление |
насыщения |
|||
рнас = |
120 |
кгс/см2, расстояние от скважины |
до контура питания |
||||
R K = |
250 |
м, эффективная мощность пласта |
h — 12 м, |
радиус забоя |
|||
скважины |
(по |
долоту) |
гс = 12,4 см, вязкость |
нефти |
в пластовых |
||
Рис. 49. |
Индикаторная прямая Рис. |
50. |
Индикаторная |
кривая Q = |
||
|
Q = / (Ру) |
|
|
= / (Ар) |
|
|
условиях |д |
= |
1,2 спз, объемный коэффициент Ьн = 1,5, |
относитель |
|||
ная плотность нефти рн = |
0,82, общий коэффициент, учитывающий |
|||||
гидродинамическое несовершенство |
скважины, С = |
10. |
||||
"ребуется |
определить |
коэффициенты |
двучленного |
уравнения |
||
притока, коэффициент проницаемости призабойной зоны, подвиж ность нефти и гидропроводность пласта.
Данные |
исследования |
скважины |
приведены в табл. |
37. |
|
|
Результаты исследования скважины |
Т а б л и ц а 37 |
|||
|
|
|
|||
Реж имы |
Забойное |
Депрессия |
Дебит нефти Q, |
АР |
|
давление Р3аб» |
|
||||
фонтаниро- |
Ар, |
т /с у т |
—к ~ , к гс -с у т /т -с м 2 |
||
валия |
кгс /см 2 |
к гс /см 2 |
ч |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
1 |
155 |
10 |
21,0 |
|
0,47 |
2 |
145 |
20 |
36,7 |
|
0,54 |
3 |
135 |
30 |
48,9 |
|
0,61 |
|
|
|
2)?! = 106,6 |
2 |
( П — |
|
|
|
|
||
4 |
130,5 |
34,5 |
54 |
0,64 |
|
5 |
123,2 |
41,8 |
61,5 |
0,68 |
|
6 |
113,5 |
51,5 |
71,0 |
0,72 |
|
|
|
|
( П |
||
|
|
2< ?п = 186,5 |
2 |
||
'156
По данным граф 3 и 4 строим индикаторную кривую (рис. 50). Мы получили выпуклую к оси дебитов кривую, что указывает на отклонение от линейного закона фильтрации жидкости, для которого справедлива двучленная формула
Ар = aQ + bQ2.
Первый член правой части формулы aQ выражает потери напора, обусловленные трением жидкости (или газа), которые пропорцио нальны вязкости жидкости и дебиту в первой степени. Второй член bQ2 выражает потери напора, обусловленные инерционными свой ствами жидкости, пропорциональные плотности жидкости и дебиту
во |
второй |
степени. |
|
|
|
||
|
По данным табл. 37 строим индикаторную линию в координатах |
||||||
Q и |
(см. рис. И). |
Мы получили прямую линию, которая, как |
|||||
видно |
из |
уравнения, |
отсекает на |
оси ординат отрезок |
д р |
||
-^ -= |
|||||||
= |
0,35 кгс • сут/т • см2. |
|
наклона индикаторной |
линии |
|||
к |
Коэффициент |
b выражает угол |
|||||
оси |
дебитов. |
точности определения коэффициента Ъ разобьем |
|||||
|
Для |
большей |
|||||
6 режимов исследования скважин на 2 группы (по 3 режима в каж дой группе) и найдем суммарные значения Q и для каждой группы
(см. табл. 37).
По сумме значений этих параметров находим коэффициент Ь,
который |
будет равен: |
|
|
|
|
|
2 |
( " ( Г ) н |
~ 2 ( і Г ) і |
|
2,04-1,62 |
_0142_ . 0 0059 |
|
|
2 С п “ |
2<? і |
|
186,5 —106,6 |
79,9 |
|
Следовательно, |
уравнение притока будет иметь вид: |
|||||
|
|
Ар —0,35@+ 0,0052@2. |
|
|||
Определим коэффициент проницаемости призабойной зоны по |
||||||
формуле |
[42] |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ьф (2,31 g - ^ + C |
|
||
|
|
7, — |
У_____ |
гс |
|
|
|
|
|
|
a 2 n h |
|
|
для чего выразим |
а в |
размерности CGS: |
|
|||
|
|
|
0,35-86400 |
0,037 с/см2; |
||
|
|
|
0,82-106 |
|
|
|
|
1,5 • 1,2 ( 2,3 lg |
0л24 |
+ ю ) |
|
||
|
0,037 • 2 ■3,14 • 12 ■102 |
= 0,114 Д, или 114 мД. |
||||
|
|
|
||||
157
Определим параметр подвижности:
|
. |
± |
= - М і = 0,095 Д/спз. |
Найдем |
гидропроводность пласта: |
||
|
-у - = |
0,095 • 12 • 10® = 114 Д • см/спз. |
|
Задача |
16 |
|
|
Фонтанная скважина после остановки исследована на приток |
|||
путем снятия кривой |
восстановления давления на забое. Забойное |
||
давление больше давления насыщения. Результаты исследования обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время
остановки |
скважины. |
|
остановки Q — 80 т/сут; |
|||
Данные по скважине: дебит нефти до |
||||||
забойное давление |
рза6 = 27 кгс/см2; эффективная мощность пласта |
|||||
h = 8 м; |
объемный |
коэффициент нефти |
Ьн = 1 ,1 ; относительная |
|||
плотность в поверхностных условиях р„ |
= 0,86; вязкость нефти |
|||||
рн = 4,5 спз; |
коэффициент пористости т = 0,2; коэффициент сжи |
|||||
маемости |
нефти ßH = 9,42 • 10" 5 см2/кгс; коэффициент сжимаемости |
|||||
породы ßn = |
3,6- ІО- 6 см2/кгс; |
радиус условного контура |
питания |
|||
Як = 200 м; |
радиус скважины |
па забое |
(по долоту) гс = |
12,4 см. |
||
Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пьезопро водности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.
Данные исследования скважины представлены в табл. 38.
Т а б л и ц а 38
Результаты исследования скважины
Точки Время наблю /, с дения
l g '
д , , з а б ’ и г е / C M 2
Точки Время наблю /, с дения
l g '
Дрзаб' кгс/см 2
1 |
30 |
1,477 |
0,02 |
10 |
18 500 |
4,267 |
22,4 |
2 |
60 |
1,776 |
0,35 |
и |
30 000 |
4,477 |
23,2 |
3 |
300 |
2,477 |
1,7 |
12 |
70 000 |
4,845 |
24,6 |
4 |
900 |
2,954 |
5,7 |
13 |
98 000 |
4,998 |
25,5 |
5 |
1 700 |
3,230 |
11,5 |
14 |
120 000 |
5,079 |
25,6 |
6 |
2 500 |
3,398 |
14,0 |
15 |
150 000 |
5,176 |
26,0 |
7 |
4 000 |
3,602 |
17,5 |
16 |
185 000 |
5,270 |
26,3 |
8 |
7 700 |
3,886 |
20,2 |
17 |
234 000 |
5,369 |
26,8 |
9 |
10 000 |
4,000 |
21,2 |
18 |
265 000 |
5,423 |
27,0 |
По полученным данным строим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах Ар и lg t (см. рис. 12).
Определим наклон і прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс (угол а) по двум крайним точкам прямой (18 и 9, см. табл. 38):
і = tg а = Дрі8~ Ара |
27,0—21,2 |
/ n |
lg Hs —lg <» |
5,423-4,0 |
= |
158