Исследование фонтанных скважин методом восстановления забойного давления

      Практическая  работа № 3 

    ИССЛЕДОВАНИЕ  ФОНТАННЫХ СКВАЖИН  МЕТОДОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 

    Задача.

    Скважина  исследована на приток после остановки  путем снятия кривой восстановления давления на забое. Забойное давление больше давления насыщения. Результаты исследования обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время остановки скважины.

    Данные  по скважине: дебит нефти до остановки  Q = 80 т/сутки; забойное давление р_заб = 27 am; эффективная мощность пласта h = 8 м; объемный коэффициент нефти  bн= 1,1; удельный вес нефти в поверхностных условиях γ_н = 0,86 т/м³; вязкость нефти = 4,5 спз; коэффициент пористости то m = 0,2; коэффициент сжимаемости нефти β_н = 9,42∙10^-5 1/аm; коэффициент сжимаемости породы β_п = 3,6∙10^-5 1/am; радиус условного контура питания R_K = 200 м; радиус скважины на забое (по долоту) r_с = 12,4 см.

    Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пъезопроводности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины и коэффициенты продуктивности

   Данные  исследования скважины представлены в табл. 1.

   По  полученным данным строим кривую восстановления давления в полулогарифмических  координатах Δр и lg t (рис. 2). 

    Таблица 2

 Определим наклон I прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс (угловой коэффициент α) по двум крайним точкам прямой (18 и 9):

i = tg α =( Δр18 – Δр9 )/( lg t₁₈ – lg t9)  = (32,16-25,44)/ (5,423-4,0) = 4,7   
 

   Рис. 2. Кривая восстановления забойного  давления в координатах Δр и lg t. 
 

   Так как масштабы на осях координат взяты произвольно, то геометрическая величина угла не соответствует найденному наклону I прямолинейного участка кривой.

   Измеряем  отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси  а с продолжением прямолинейного участка кривой восстановления (А = 5,1 am).

   Определяем  коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания : 

   k = 0,183∙Qμb/ i h , 

   где Q = 60 т/сутки, или   60 ∙10⁶/0,86∙86400 = 807 см³/сек — дебит в пластовых условиях; 

   h =  7,8∙10² = 780 см — мощность пласта.

   k = 0,183(807∙ 4,3∙ 1,19)/4,7∙ 780 = 0,21 дарси  

     Коэффициент пьезопроводности      אּ 

     אּ = k/μ (mβн + βп  ) =  0,21/4,3(0,22∙3,61∙10^-5 + 3,61∙10^-5) = 1111 см²/ сек 

    Гидропроводность   пласта      

    kh/μ = 2,12bн∙Q /iγ  = 2,12∙ 1,19∙60/4,7∙0,845 = 38,1 d∙см/спз 

    Приведенный радиус скважины  

                 ________________________________                      

     rпр   =√ 2,25אּ/10 ^А/i,    =   √ 2,25 ∙1111/ 10 ^5,1/4,7   = 14,1  см, или 0,141 м    

    Приведенный радиус скважины получился больше действительного радиуса г_с, что можно объяснить вероятным наличием в призабойной зоне трещиноватости как естественной, так и полученной при перфорации, а также частичным выносом песка в процессе эксплуатации скважины и образованием вследствие этого каверн.

    Коэффициент продуктивности скважины при R_K = 200 м определяется по формуле

    К100= 0,236γ(kh/μ) / b(lg R - lg r_пp)

    Так как принятый нами R_к = 200 м, то в знаменателе этой формулы вместо цифры 4 в скобках надо поставить величину десятичного логарифма R_к в м:

    К= 0,236∙0,845 ∙38,1/ 1,19(lg200 – lg0,141 ) = 2 т/сутки∙аm 
 

    Часть 2. Задания к  работе № 2. 

      Требуется определить: коэффициенты  проницаемости, пъезопроводности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины  и коэффициенты продуктивности.

Данные  по скважине, физическим свойствам  нефти и породы представлены в  таблице 1.

   Данные исследования скважины  представлены в табл. 2. 

   Таблица 1