Исследование нефтяной скважины на приток

курсовая работа

2.4 Интерпретация результатов исследования

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е. Q = f(ДP), Q = f(Pзаб).

На рисунке 2 представлены типичные индикаторные диаграммы. Как видно из рисунка 2, индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными (1 -- рисунок 2а), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирования пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флюидов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1--рисунок 2а) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

(3)

(4)

где Q - дебит нефти (м3/сут), k - коэффициент проницаемости (д.ед.), h - эффективная толщина (м), Rк - радиус контура питания (м), rc - радиус скважины, - депрессия, - пластовое давление (Па), - забойное давление.

По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа.

Рисунок 2 - Типичные индикаторные диаграммы скважин: а -- в координатах Q = f(ДP); б -- в координатах Q = f(Pзаб)

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2 -- рисунок 2а), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3 -- рисунок 2а), могут быть получены в следующих случаях:

-- увеличение притока при повышении ДР за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.;

-- самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;

-- некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии, приведенные на рисунке 2а, могут быть описаны уравнением следующего вида:

(5)

где к - коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м3/(сут·МПа), если дебит измеряется в м3/сут, а давление -- в МПа, n -- показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Уравнение (5) называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 2 а: линейной 1 -- показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 -- показатель степени n < 1; вогнутой к оси дебитов 3 -- показатель степени п > 1.

При n =1 выражение (5) запишем в виде:

(6)

где Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи (3) через Кт.пр:

(7)

и назовем этот параметр теоретическим коэффициентом продуктивности скважины, который имеет размерность м3/(с Па). Тогда уравнение Дюпюи перепишется в виде:

(8)

Таким образом, из сравнения (6) и (8) вытекает, что коэффициент продуктивности данной скважины К может изменяться во времени при изменении k, h, м и Rк.

Если исследование проводится с измерением уровня жидкости в затрубном пространстве, то выражение (3.7) можно записать так:

(9)

где Кпр -- коэффициент продуктивности скважины, измеряемый на 1 м снижения уровня, м3/(сут·м);

Ндин -- динамический уровень, м;

Нст -- статический уровень, м.

Сравнение фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин проводят с использованием так называемого удельного коэффициента продуктивности Куд, вычисляемого как коэффициент продуктивности Kпр (Kт.пр), отнесенный к толщине пласта h

(10)

при этом размерность К следующая: м3/(сут МПа м).

Таким образом, коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания.

Делись добром ;)