avangard-pressa.ru

Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по дифференциальному методу Ю.Н. Борисова - Логика

Дебит нефти до остановки Q0 = 42,9 т/сут. Плотность нефти в пластовых условиях и на поверхности равны ρнпл = 794 кг/м3 и ρнпов = 860 кг/м3. Объемный коэффициент ωн = 1,1. Поперечные проходные сечения кольцевого пространства Fк = 133 см2 и фонтанных труб Fтp = 30,1 см2. Эффективная мощность пласта h = 8 м, пористость — 20 %. Вязкость пластовой нефти μн = 4,5 мПа⋅с; βн = 9,42⋅10-5 см2/кгс; βc = 1,6⋅10-5 см2/кгс. Результаты гидродинамических исследований скважины приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7 − Данные гидродинамических исследований скважины

Точки t, с Давление, кгс/см2 Δpзаб Δpзат Δpбуф 2,24 0,41 1,99 3,60 0,82 2,49 4,23 1,03 3,08 4,61 1,13 3,27 4,78 1,13 3,39 4,93 1,03 3,49 5,03 0,99 3,54 5,13 0,93 3,59 5,21 0,82 3,59

В таблице 6.8 приводятся результаты обработки данных исследования скважины, а ниже даются примеры определения промежуточных функций.

Таблица 6.8 − Обработка результатов исследования скважины с учетом притока (дифференциальный метод)

Показатели Данные по точкам в с t1= 600 t1= 1200 t1= 1800 t1= 2400 t1= 3000 t1= 3600 t1= 4200 t1= 4800 t1= 5400 f(Δp), кгс 250,9 403,2 460,2 503,2 527,3 562,4 582,2 604,9 632,6 f′(Δp), кгс/c 0,336 0,174 0,083 0,056 0,049 0,046 0,036 0,042 0,052 0,693 0,359 0,171 0,115 0,101 0,095 0,074 0,086 0,110 0,307 0,641 0,829 0,885 0,899 0,905 0,926 0,914 0,890 z 3,26 1,57 1,21 1,13 1,12 1,107 1,07 1,097 1,13 Δpзабz, кгс/см2 7,30 5,65 5,12 5,20 5,35 5,46 5,38 5,63 5,88 , кгс/с 0,418 0,336 0,257 0,210 0,176 0,156 0,139 0,126 0,117 , кгс/с 0,082 0,162 0,174 0,154 0,127 0,110 0,103 0,084 0,065 Q0ρпл − f′(Δp) 0,149 0,311 0,402 0,429 0,436 0,439 0,449 0,443 0,433 β 0,383 0,362 0,301 0,250 0,203 0,174 0,160 0,132 0,105 lg t − β 2,395 2,717 2,954 3,130 3,274 3,382 3,463 3,549 3,627

Примечание. 1 кгс ≈ 10 Н; 1 кгс/см2 ≈ 0,1 МПа; 1 кгс/с ≈ 10 Н/с.

Для первой точки (t1 = 600 с):

f(Δp1) = 133 (2,24 - 0,41) + 30,1 (2,24 + 1,99) = 250,9;

Для второй точки (t2 = 1200 с) аналогично:

f(Δp2) = 133 (3,60 - 0,82) + 30,1 (3,60 - 2,49) = 403,2;

Величины z, β вычисляются соответственно:


и т.д.


и т.д.

В результате, например,

По данным таблицы 6.8 строится кривая восстановления давления в координатах Δpзабz, lg Θ (рис. 6.8). По прямолинейному участку кривой определяются В″ = 1,6 кгс/см2 и i″ = 1,143 кгс/см2.

Параметры пласта и скважины получаются равными:

Рис. 6.8. Кривая восстановления давления на забое скважины в координатах (Δpcz), (lg t − β)

Исследование скважины способом «мгновенного подлива»

Результаты исследования представлены в таблице 6.9.

Таблица 6.9 − Результаты исследования скважин способом «мгновенного подлива»

t, в мм бланка lg(t), в мм бланка Δl(t), мм 34,0 23,0 0,125 1,097—0,903 25,5 14,5 0,078 2,892—1,108 21,5 10,5 0,057 2,756—1,244 18,5 7,5 0,041 2,613—1,387 17,2 6,2 0,034 2,632—1,468 16,0 5,0 0,027 2,432—1,568 14,2 3,9 0,021 2,322—1,678 12,5 1,5 0,0081 3,909—2,091 11,8 0,8 0,0043 3,633—2,367 11,0 0,0 (l/t)=0

Площадь поперечного сечения колонны исследуемой скважины F = 117 см2. Эффективная толщина пласта 8,6 м. y = 1,0. Объем вытесняемой прибором жидкости V = 20 715 см3.

Откуда:

см. В мм бланка Δl0 = 184 мм. Масштабные коэффициенты Mt = 11,09 с/мм; Ml = 9,6 мм/мм.

По данным таблицы кривая восстановления давления строится на кальке в логарифмических координатах lg[Δl(t)/Δl0], lg t и сопоставляется с теоретическими кривыми, приведенными на палетке (рис. 3.7).

Из сопоставления данных определяются параметры фактической кривой:

При потенциировании получаем:

Параметр кривой n = 0,3.

Параметры пласта и скважины получаются из расчетов:

Обработка результатов исследования скважин методом гидропрослушивания

Способом касательной

Определить способом касательной параметры ε и Χ по результатам гидропрослушивания, представленным в таблице 6.10. Импульс создан путем пуска в эксплуатацию возмущающей скважины с постоянным дебитом Q = 122 м3/сут в пластовых условиях. Расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами R = 750 м.

Таблица 6.10 − Результаты исследования скважины

Номер точки Время с момента пуска возмущающей скважины, мин Изменение давления в реагирующей скважине, мм.рт.ст. Номер точки Время с момента пуска возмущающей скважины, мин Изменение давления в реагирующей скважине, мм.рт.ст. 0,2 25,0 2,25 29,2 5,1 33,0 8,7 37,0 12,7 40,8 16,7 44,5 21,8 47,0

Кривая гидропрослушивания в координатах Δl (мм.рт.ст.) - t (с) представлена на рис. 6.9.

Рис. 6.9. Кривая гидропрослушивания с точкой перегиба

Проведем к кривой касательную из начала координат. Значения перепада давления и времени, соответствующие точке касания Δlк = 45,4 мм.рт.ст., tк = 5,2⋅104 с. По полученным значениям по формулам (3.45) и (3.46) определяются параметры пласта на участке между исследуемыми скважинами: