Метод неустановившихся отборов жидкости из скважин

Образец решения задачи №2, которая исследована методом понижения уровня жидкости в скважине компрессором.

Задача 2 ЦЕЛЬ: Определение продуктивности нефтяной скважины 96 при стационарном режиме фильтрации. Вызов притока осуществлялся понижением уровня с 782 до 238м, получен безводный приток нефти в 54 м3/сут плотностью 0,904г/см3 в интервале перфорации 2674-2680,4м (-2531,9-2538,3м). Пластовое давление, замеренное на глубине 2300м -257,2атм. ВНК оценено на отметке минус 2538,3м.

РЕШЕНИЕ:1.Приведем давление к отметке ВНК. Расчетное приведенное пластовое давление составит: 257,2+22,7=290,9атм.

2.Определим давление столба жидкости от нижней дыры перфорации до отметки ВНК, высота столба жидкости – 2680,4-2300=380,4 м, определим давление столба жидкости 380*0,904/10,2=33,7 атм.

3 Рассчитаем забойное давление по формуле Рзаб=[(2674+2680,4)/2- (782+238)/2]*0,904/10,2=192атм,

4.Рассчитаем депрессию 290,9-192=98,9атм,

5.рассчитаем коэффициент продуктивности- Кпрод=54/98,9=0,546 м3/(сут*атм) = 5,5 м3/(сутМПа)

ЗАДАЧА 1:. Исходные данные: Фонтанная скважина после остановки исследована на приток путем снятия КВД на забое. Забойное давление больше давления насыщения. Дебит до остановки скважины - 80 т/сут, Рзаб=2,7МПа, эффективная нефтенасыщенная толщина - 8м, объемный коэффициент - 1,1, относительная плотность нефти в атмосферных условиях - 0,86; вязкость нефти - 4,5мПас, коэффициент открытой пористости 0,2, коэффициент сжимаемости нефти - 9,42 *10 ^-10 1/Па, коэффициент сжимаемости породы - 3,6*10^-10 1/Па, радиус контура питания - 200м, радиус скважины по долоту - 12,4см.

Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пьезопроводности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины, коэффициент продуктивности и коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Данные замеров давления во времени исследования представлены в таблице:

Решение:

1. СТРОИМ КВД по полученным экспериментальным данным в полулогарифмических координатах Δp от lgt.

Рисунок типа

2. Найдем наклон I (прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс по двум крайним точка прямой: точкам 18 и 9, получим

I = tga= (Δp18- Δp9)/ (lgt18- lgt9)= (2,7-2,12)*10⁶/(5,423-4,0)=4*10⁵

Так как масштабы на осях ординат взяты разные, то геометрическая величина угла на графике не соответствует найденному наклону прямолинейного участка кривой.

3. Измерим отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка кривой восстановления давления А=0,5МПа.

4. Определим коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания по формуле:

k=0,183*Q*μ_н *b/(tga*h) при этом дебит из [т/сут] переведем в [м3/с] Q= 80/0,86*86400 сек=1,076*10^-3 м3/с

к=0,183*1,076*10^-3 *4,5*10^-3*1,1/ (4*10⁵ *8)=0,304*10^-12 м²

5. Коэффициент пьезопроводности χ = k/ μ_н*(m*βж +βп)= 0,304*10^-12 / 4,5*10^-3 (0,2*9,42+3,6)*10 ^-10=0,123м2/с

6. Гидропроводность пласта

k*h/ μ_н=0,304*10^-12 *8 /4,5*10^-3=0,54*10^-9 м3/Пас

7. Приведенный радиус скважины

r_пр= ==0,124 м, скважина совершенная, если радиус по долоту равен приведенному радиусу.

8. Коэффициент продуктивности скважины определяется по формуле:

Кпрод= 0,236*ρ*(κh/μ)/в (lgR_k-lgr_пр)=0,236*0,86*0,54*10-9/1,1*(lg200-lg0,143)=31,7*10^-12 т/Пас=2,74 т/сут*МПа.

9. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины:

φ=(lgRk-lgr_c)/ (lgRk-lgr_пр)=(lg200-lg0,124) /(lg200-lg 0,124)=1

скважина гидродинамически совершенная.

Ответ: k=0,304*10^-12 м², χ=0,123м2/с, k*h/ μ=0,54*10^-9 м3/Пас, r_пр=0,124м,Кпрод=2,74 т/сут*МПа