АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою

Читайте также:
  1. III.Результати дослідження
  2. IV. ВІКОВІ ОСОБЛИВОСТІ УЧНІВ
  3. V. Особливості обліку деяких запасів
  4. V. Характерологічні особливості
  5. VIII. Особливості проходження служби військовослужбовцями, щодо яких провадиться дізнання, досудове слідство або справа розглядається судом чи вирок суду набрав законної сили
  6. А. Чандлер, Дж. Томсон, П. Лоуренс, Дж. Лорш і дослідження впливу зовнішнього середовища на організацію.
  7. Адміністративно-правові відносини, їх структура, особливості та види.
  8. Аналіз документів: поняття, види, особливості застосування
  9. Аналіз та інтерпретація результатів дослідження
  10. Аналітичні прцедури для визначення основних тенденцій стану та руху об’єкту дослідження.
  11. Анатомо – фізіологічні особливості дитячого організму та характерні патологічні стани в різні вікові періоди.
  12. Анатомо-фізіологічні особливості доношеної новонародженої дитини

При дослідженні свердловин, пробурених на пласти з низькими колекторськими вла­стивостями, період стабілізації дебіту і тиску на вибої свердловини вимагає багато часу (іноді до 30 днів). Для скорочення часу дослідження запропоновані прискорені методи.

Ізохронний метод. Порядок проведення дослідження такий. На кожному режимі свердловина працює один і той самий час (30—60 хв), в кінці якого вимірюють дебіт газу і вибійний тиск після чого свердловину закривають до повного відновлення статичного тиску. Результати дослідження обробляють за формулою

(19.17)

При цьому із залежності визначається дійсне значення коефіцієнта В і значення кофіцієнта А характерне для часу стабілізації

Далі на одному з режимів свердловину пускають в роботу до повної стабілізації дебіту і тиску на вибої Дійсне значення коефіцієнта А знаходять за формулою

(19.18)

Експрес-метод. Часто закриття свердловини між зміною режимів до повного відновлення статичного тиску приводить до великого простою свердловини. В таких випад­ках застосовують експрес-метод, при якому час роботи свердловини на кожному режимі і час простою між змінами режимів один і той самий -. 20—ЗОхв). Результати дослідження обробляють за формулою

(19.19)

де — коефіцієнт, який визначають при обробці кривої відновлення пластового тиску для випадку нескінченного пласта, — коефіцієнт на і-му режимі. Значення знаходять за формулами:

= 0; = 0,176, ; = 0,097 + 0,176 ; = 0,067 + 0,097 + 0,176

= 0,051 + ...; =0,041 + ...; =0,034м + ...; =0,03 + ...;

= 0,026 + ...; =0,024 + ...; =0,021 + ... .

З графіка залежності від визначають дійсне значення коефіцієнта В. Значення коефіцієнта А знаходять за формулою (19.18).

Метод монотонно-ступінчастої зміни дебітів. На відміну від прискорених методів дослідження газових свердловин, описаних раніше, метод монотонно-ступінчастої зміни дебітів не потребує зупинки свердловини між режимами. Суть методу монотонно-ступінчастої зміни дебітів полягає в тому, що перед дослідженням свердловина працює на одному з режимів до повної стабілізації тиску і дебіту Подальший порядок дослідження залежить від необхідності вимірювання статичного тиску,

Якщо вимірювати не потрібно, то після досягнення повної стабілізації на одному ре­жимі свердловину зупиняють на час якого явно недостатньо для відновлення тиску до



пластового (на гирлі свердловини до статичного ). Величину приймають рівною в ме­жах 4—10 год. В момент часу вимірюють вибійний тиск і температуру. Потім свердловину пускають в роботу на першому режимі з дебітом Час роботи свердловини на цьому і подальших режимах з дебітами < < <... < один і той же, який можна оцінити за формулою

(19.20)

Перехід з одного режиму до іншого необхідно проводити практично без зупинки сверд­ловини або зі зупинкою не більше ніж на 2-3 хв.

Якщо після роботи свердловини з дебітом її закривають для вимірювання статичного тиску то після вимірювання свердловину вводять в роботу з дебітом = 0,5 на час Подальше дослідження свердловини проводять так, як це описано раніше.

Обробку результатів дослідження свердловини методом монотонно-ступінчастої зміни дебітів проводять за двочленною формулою, в якій замість пластового тиску приймають тиск на вибої свердловини в момент

Якщо свердловину досліджували без зупинки для вимірювання статичного тиску, то об­робкурезультатів дослідження проводять в координатах і

В результаті обробки одержують пряму, яка відтинає на осі відрізок, рівний А і має кут нахилу до осі тангенс якого рівний В.

Якщо перед дослідженням свердловину зупиняли для вимірювання статичного тиску, то обробку результатів дослідження проводять згідно з формулою

(19.21)

 

де = const.

Далі будують графік залежності , з якого визначають коефіцієнти А і В.

 

Дійсне значення коефіцієнта А знаходять за формулою (19.18).

19.4. Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації

Існують такі види дослідження свердловини при нестаціонарних режимах фільтрації:

1. Зняття кривих відновлення тиску на вибої свердловини після її зупинки.

‡агрузка...

2. Зняття кривих зменшення в часі дебіту газу при підтриманні постійного тиску на гирлі свердловини.

3. Зняття кривих зменшення в часі тиску на гирлі свердловини при підтриманні постійного дебіту.

4. Зняття кривих стабілізації вибійного тиску і дебіту при пуску свердловини в роботу на певному режимі.

Найбільш поширений в промисловій практиці перший спосіб.

Методика зняття та обробки стандартних кривих відновлення вибійного тиску (КВТ). Перед зняттям кривої відновлення вибійного тиску свердловину пускають в роботу до повної стабілізації дебіту, тиску і температури. Після цього її закривають і записують зміну в часі

 

тиску і температури на гирлі та в затрубному просторі. Одержані результати обробляють за­лежно від умов на межі пласта.

Методика обробки КВТ в умовах "нескінченного" пласта. Якщо час роботи свердловини Т до зняття КВТ значно більший від часу t, необхідного для відновлення

тиску (T 20f), то застосовують формулу

(19.22)

де

(19.23)

(19.24)

 

де — поточний вибійний тиск після закриття свердловини, МПа; — вибійний тиск перед закриттям свердловини, МПа; — коефіцієнт п'єзопровідності пласта, м2/с; — зведений радіус свердловини, м; В — коефіцієнт фільтраційного опору при квадратичному члені двочленної формули припливу газу до свердловини — дебіт свердловини перед її закриттям, тис.мЗ/добу; — ефективна товщина пласта, м; — коефіцієнт динамічної в' язкості газу в пластових умовах, мПа • с; К [мкм2]; [МПа]. За КВТ, побудованою в координатах від визначають коефіцієнти і (рис. 19.10), а потім провідність пласта за формулою

(19.25)

де - розмірний коефіцієнт.

Якщо відомий коефіцієнт В, то можна обчислити параметр

(19.26)

Враховуючи, що з формули (19.26) можна знайти місткісний параметр

(19.27)

Якщо відомий коефіцієнт п'єзопровідності, то можна визначити зведений радіус сверд­ловини:

(19.28)

Якщо час роботисвердловини Т перед її зупинкою невеликий (Т < 20 ), то обробка КВТ проводиться згідно з формулою

(19.29)

 

Рис. 19.10. Обробка КВТ при Т 20 Рис. 19.11. Обробка КВТ при Т < 20

 

У даному випадку при застосуванні формули (19.22) кінцева частина КВТ ви­дозмінюється, що призводить до помилкових висновків про параметри пласта та його од­норідність. Коефіцієнт визначають як відрізок, який відтинає на осі ординат прямолінійна частина залежності від lg [(Т + (рис. 19.11).

Параметр обчислюють за формулою (19.25).

Методика обробки КВТ в умовах обмежених розмірів пласта. В цьо­му випадку використовують формулу

(19.30)

де

(19.31)

 

(19.32)

 

З прямолінійної частини кривої відновлення тиску, побудованої в координатах від (рис. 19.12), знаходять коефіцієнти і За визначають а потім за формулами (19.25) — (19.28) відповідні параметри пласта. З формули (19.32) можна знайти

(19.33)

 

За можна відшукати об'єм зони дренування свердловини (в м3):

= 7,88·10-3 (19.34)

 

К [мкм2]; [м]; [мПа·с]. Місткісний параметр

(19.35)

 

Вплив різних факторів на форму КВТ та їх врахування при обробці результатів дослідження свердловини. Розглянуті методи обробки КВТ придатні для умов миттєвого закриття свердловини, розміщеної в однорідному пласті, і при ізотермічному процесі відновлення тиску. В реальних свердловинах ці умови не витримуються. В результаті оброб­ка КВТ за описаними вище методами не завжди дає надійні результати. Розглянемо деякі фактори, які впливають на форму КВТ.

 

Рис. 19.12. Обробка КВТ для кінцевих Рис. 19.13. Вплив припливу газу в

розмірів пласта стовбур свердловини після її закриття

на графік залежності, від

 

Врахування припливу газу в свердловину після її зупинки. Не­обхідність врахування припливу газу виникає тоді, коли газ продовжує надходити в сверд­ловину тривалий час після її закриття, що, як правило, спостерігається в пластах з низькою проникністю (рис. 19.13).

Для обробки КВТ з врахуванням припливу газу запропоновано декілька диференційних та інтегральних методів. Наведемо для прикладу один з цих методів (диференційний). Об­робка КВТ проводиться за формулою

 

(19.36)

де

(19.37)

(19.38)

(19.39)

(19.40)

(19.41)

де — об'єм газу, який надійшов у свердловину за час м3; — приплив (дебіт) га­зу в свердловину в момент часу м3/с; — середній тиск в стовбурі свердловини відповідно в моменти часу і = 0, МПа; — відповідно тиск на вибої і на гирлі свердловини в момент часу МПа; — дебіт свердловини перед її зупинкою, м3/с; — об'єм стовбура свердловини,

При наявності фонтанних труб визначається як сума об'ємів затрубного простору і фонтанних труб.

Для свердловини, яка експлуатується тільки по фонтанних трубах, об'єм газу, який надійшов у свердловину за час t, знаходять за формулою

 

(19.42)

 

Приплив газу в момент часу

(19.43)

 

Величина визначається наближено за формулою

(19.44)

Інтервал часу вибирається таким, щоб точка t була посередині інтервалу, тобто Залежно від темпу відновлення тиску значення

  Рис. 19.14. Характер КВТ в нео­днорідних пластах

величини можна вибрати від декількох секунд (на початковій ділянці кривої) до декількох хвилин. Обробляючи одер­жані результати графічно в координатах від з прямолінійної ділянки визначають і після чого знаходять інші пара­метри за формулами (19.25)—(19.28).

Характер і обробка КВТ у нео­днорідних пластах. Одним з основних фак­торів, які впливають на форму КВТ, є нео­днорідність пласта по площі, пов'язана з на­явністю зон погіршеної провідності, тектонічних та літологічних порушень, нафтової облямівки, газоводяного контакту, випадіння конденсату в пласті тощо.

В пластах з різко вираженою неоднорідністю залежно від розмірів і кількості екранів при об­робці КВТ за формулою (19.22) одержують на

графіку декілька прямих ліній (рис. 19.14). Якщо пласт, який досліджується, має один ек­ран безмежної довжини, то на КВТ відзначаються дві прямі лінії з кутовими коефіцієнтами причому У випадку непроникного екрану Якщо близько від свердловини проходять два екрани, що перетинаються, то >

Інтерпретацію КВТ в пластах з різко вираженою неоднорідністю по площі проводять в такому порядку.

Коефіцієнт гідро провідності і параметр у всіх випадках визначають, використовуючи перший прямолінійний відрізок, за описаною раніше методикою. Відстань від свердловини до екрану можна знайти за формулою

(19.45)

де — час, який відповідає точці перетину двох прямих ліній, с; — п'єзопровідність пласта, м2/с; — відстань до екрану, м.


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.019 сек.)