Метод построения индикаторных линий и их обработка
При исследовании нефтяных и газовых скважин при установившемся притоке получают фактические данные зависимости одних изучаемых переменных величин от других. Обычно приисследованиях переменными величинами являются действующий перепад давления или депрессия (разность между пластовым и забойным давлениями и соответствующее ему значение дебитов нефти, воды, газа, газового фактора, процентного содержания песка или механических примесей. Полученные данные при исследовании заносятся в таблицу, а затем по их значениям строят график зависимости дебита скважины от соответствующего понижения забойного давления или депрессии.
График, изображающий зависимость притока жидкости или нефти от величины депрессии, называется индикаторной диаграммой. При ее помощи расчетным путем определяют параметры пласта, продуктивность. Индикаторную диаграмму строят в прямоугольной системе координат.
На вертикальной оси откладывают сверху вниз в принятом масштабе забойные давления и депрессии давления, а на горизонтальной оси откладывают объемные или весовые дебиты скважины. При построении индикаторной диаграммы масштабы дебитов и депрессий выбирают произвольно, из расчета размещения на графике всех фактических точек, но масштабы должны быть обязательно равномерными. На график наносятся фактические данные измерений таким образом, чтобы каждое значение дебита нефти соответствовало только тому забойному давлению или депрессии, при которой он был получен. В точке пересечения осей дебита и забойного давления или депрессии давление на забое равно пластовому, депрессия давления равна здесь нулю, то есть , и , поэтому приток отсутствует и дебит скважины также равен нулю. Вниз от нулевой точки депрессии давления растут, а забойные давления уменьшаются. Ось давлений в таком построении представляет собой как бы ствол скважины, в котором столб нефти или жидкости достигает в статическом состоянии нулевой точки или оси дебитов.
Если при исследовании замеряли не забойные давления, а динамические уровни, то вместо депрессий давления по вертикальной оси откладывают депрессии уровня, то есть:
На рис. 1.6 показано построение индикаторной диаграммы. Пересечение линии дебита с линией соответствующей депрессии дает точку индикаторной кривой. Как видно из графика, отложенные таким образом в системе координат фактические точки расположены на прямой, называемой индикаторной линией.
Рис. 1.6. Индикаторная диаграмма зависимости дебита нефти от депрессии
(прямолинейная индикаторная линия)
При построении индикаторной линии могут быть незначительные отклонения от прямой линии. В этом случае проводится прямая линия, а фактические точки должны незначительно отклоняться от нее по обе стороны. Если часть фактических точек будет значительно отклоняться от расположения большинства точек, их следует из построения диаграммы исключить. При сильном разбросе точек при построении индикаторной кривой результаты исследования следует считать дефектными. Это указывает на некачественные замеры дебитов или забойных давлений или же измерения проводились при неустановившемся режиме работы данной скважины.
Наряду с построением индикаторной линии Qн = f(Dр)строят индикаторные линии, отображающие зависимости:
дебита газа от депрессии Qг= y (Dр);
газового фактора от депрессии Г = j(Dр);
дебита жидкости от депрессии Qж= f(Dр);
дебита воды от депрессии Qв= f(Dр);
процента песка (механических примесей) от депрессии q = x(Dр).
Обработка индикаторных линий.В основу обработки прямолинейных индикаторных линий горизонтальных несовершенных скважин положена упрощенная формула B.C. Евченко:
,
где Rк – условный радиус контура питания, определяемый из условия геометрии контура питания и площади дренирования А;
Сг – добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные расположением скважины, длиной скважины, продуктивной толщиной и анизотропией пласта, и определяемые ориентировочно по формулам:
. (1.10)
Для перфорированной обсадной скважины в формуле B.C. Евченко вместо rснеобходимо принять rспр, определяемое как:
,
где С0 – добавочное фильтрационное сопротивление, определяемое по следующей формуле:
,
где l0 – длина перфорированного канала радиуса r0;
m – число каналов на погонный метр;
æ* – коэффициент анизотропии пласта.
Алгоритм обработки прямолинейных индикаторных линий.По индикаторной линии вычисляются коэффициент продуктивности hr и коэффициент Сг. По табл. 1.1 задается радиус контура питания Rк и вычисляется гидропроводность пласта:
,
где В0 – объемный коэффициент нефти;
Таблица 1.1
Значение условного радиуса питания - Rк и коэффициента Дитца - Са в зависимости от геометрии области дренирования
Схема контура питания | Rк | Схема контура питания | Rк |
0,564А/2 | 1,724А/2 | ||
0,565А/2 | 1,794А/2 | ||
0,571А/2 | 1,925А/2 | ||
0,604А/2 | 2,066А/2 | ||
0,678А/2 | 2,206А/2 | ||
0,668А/2 | 4,072А/2 | ||
0,884А/2 | 6,59А/2 | ||
0,996А/2 | 9,36А/2 |
Окончание табл. 1.1.
Схема контура питания | Rк | Схема контура питания | Rк |
1,368А/2 | 9,523А/2 | ||
1,44А/2 | 10,135А/2 | ||
1,485А/2 |
Сr – добавочные фильтрационные сопротивления, определяемые по формуле (1.10).
По известной вскрытой эффективной толщине пласта hэф вязкости m определяется проницаемость Кг.
В основу обработки криволинейных индикаторных линий при нарушении линейного закона фильтрации положена общеизвестная двучленная формула:
(1.11)
Так как индикаторная линия в координатах представляет прямой, то отрезок А (отсекаемый на оси ординат) - величина, обратная коэффициенту продуктивности, в соответствии с формулой для случая замкнутого пласта представляет выражение вида:
,
где определяется по формулам (1.12) и (1.13) для ограниченных скважин с псевдо-установившимся притоком, а при постоянном давлении на внешних границах пласта - по формуле (1.14) при условии в формуле (1.11):
, (1.12)
где ;
;
;
;
– приведенный радиус наклонного ствола;
Хс, Yс, Zс – координаты скважины;
Lx, Ly – боковые координаты границ пласта (область дренирования).
, (1.13)
где А – нефтенасыщенная область дренирования;
Са – коэффициент геометрической формы Дитца;
g – постоянная Эйлера;
æ* – коэффициент анизотропии, определяемый по формуле:
;
. (1.14)
Коэффициент В из формулы (1.11) зависит от конструкции забоя скважины. Коэффициент В для совершенной горизонтальной скважины, по аналогии с вертикальной, при (формула (1.15)) определяется по формуле (1.16), для скважин с щелевым фильтром формула (1.16) остается справедливой при замене в формуле (1.15) rспр на ширину, а для перфорированной скважины - по формуле (1.17):
, (1.15)
где S – скин-эффект горизонтальной скважины;
, (1.16)
где dэф – эффективный диаметр песчинок;
– проницаемость по напластованию;
т– коэффициент пористости;
р – плотность жидкости;
g – ускорение силы тяжести;
f – цилиндрическая площадь забоя.
, (1.17)
где f0 – суммарная площадь отверстий перфорации;
e – коэффициент, зависящий от глубины перфорационных каналов в породе, который изменяется в пределах 0,15 < e < 0,5 (наибольший предел проникновения канала) [91].
Алгоритм обработки криволинейных индикаторных линий.По индикаторной линии, построенной в координатах , определяются коэффициенты А и В. Ввиду криволинейности индикаторной линии, коэффициент продуктивности является величиной переменной с ростом депрессии на пласт.
Начальная и текущая продуктивности скважины вычисляются по зависимостям:
.
Затем, определив по уравнению (1.12), вычисляется гидропроводность пласта:
.
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 7832;