Автор работы: Пользователь скрыл имя, 20 Сентября 2011 в 15:07, курсовая работа
Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. Коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии. Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Введение
Технико-технологический раздел
исследование скважин на приток
Виды индикаторных диаграмм
Определение коэффициента продуктивности скважин
Методы увеличения продуктивности скважин
Расчетно-практический раздел
2.1Определение проницаемости призабойной зоны
2.2 Определение продуктивности скважин
Заключение
Список используемой литературы
Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в
наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в
одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в
других соседних скважинах (возмущающих).
По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.
Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.
По
принципу действия скважинные манометры
подразделяют на:
Дебитометрические
исследования
Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта.
Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока
жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения
поглощения (расхода) – расходомерами.
По
принципу действия скважинные дистанционные
дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД)
бывают: турбинные, пружинно-поплавковые
и с заторможенной турбиной на
струнной подвеске. Кроме своего основного
назначения, скважинные дебитомеры и
расходомеры используют и для
установления затрубной циркуляции
жидкости, не герметичности и мест
нарушения эксплуатационной колонны,
перетока жидкости между пластами.
Термодинамические
исследования
Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли.
Термограмма
фиксирует изменение
С помощью данных исследований можно определить интервалы
поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные
результаты для:
определения затрубной
закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты
подъема цементного
раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования скважин
Геофизические исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м).
Часто
термины каротаж и ГИС
Исследования
ведутся при помощи геофизического
оборудования. При геофизическом
исследовании скважин применяются
все методы разведочной геофизики.
Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах.
И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.
Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвинуло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.
В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов.
Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.
Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.
Успешность
применения методов повышения нефтеотдачи
в большой мере зависит от уровня
геолого-промысловых
Исследования нефтепродуктивного пласта предполагают изучение особенностей его строения с позиции правильной оценки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропластки.
Особое внимание следует уделять литологической характеристике пород, слагающих продуктивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи.
Для принятия решения использовать методы повышения нефтеотдачи очень важно изучение геологических характеристик слагающих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реализации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными, для такого применения последствиями.
Так, например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллонитовых глин и закачке в них пресной воды, щелочи, растворов поверхностно-активных веществ может происходить набухание глин с лотерей приемистости скважинами нагнетаемых жидкостей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой.
Если в продуктивном пласте содержатся сильноминерализованные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта.
Применению методов повышения нефтеотдачи должен предшествовать тщательный анализ состояния разработки объекта.
Наряду с изучением особенностей динамики показателей эксплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявления естественного режима и состояния обводненности пластов по площади и разрезу следует выявить характер залегания в пласте, остаточных запасов нефти после первичной разработки залежи нефти.
(рис. 4 Схема нахождения остаточной нефти в пласте)
1 - нефть; 2 - вода; 3 - порода
М. Л. Сургучев показал, что остаточные запасы в пласте могут находиться в виде пленки нефти (рис. 4, а), обволакивающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между зернами породы (рис. 4, б), а также в виде непромытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, не охваченных процессом, заводнения.
Состояние остаточной нефтенасыщенности является определяющим для выбора метода повышения нефтеотдачи.
Если остаточная
нефтенасыщенность представлена в
неохваченных заводнением линзах или
пропластках, то хорошие результаты
можно получить при использовании
гидродинамических методов
Если
остаточная нефтенасыщенность
представлена пленочной нефтью
на поверхности породы, то предпочтительными
методами повышения
2расчетно-практический
раздел
2.1 Определение проницаемости призабойной зоны пласта
Основные
параметры призабойной зоны скважины
– коэффициент гидропроводности
, коэффициент подвижности
и проницаемость
k. Используя результаты исследования
нефтяных скважин на установившихся режимах
работы, можно рассчитать названные параметры.
Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи:
где – Проницаемость призабойной зоны, ;
- толщина пласта; м
- вязкость нефти в пластовых условиях, Па с;
- объемный коэффициент нефти при пластовой температуре:
- радиус контура питания, м;
- приведенный радиус скважины, м.
Уравнение (11) справедливо при в случае фильтрации необводненной нефти.
Перепишем выражение
в виде:
или
где -
коэффициент продуктивности
в определенный по результату
исследования скважин.
Для пересчета в используют
следующую формулу:
Коэффициент
гидропроводности призабойной зонный
газовой скважины рассчитывают по формуле:
Где – Вязкость газа в пластовых условиях, ;
а – числовой
коэффициент, имеющий размерность
и вычисляемый по известному
коэффициенту:
Задача.
Рассчитать параметры призабойной
зоны скважины, для которой экспериментально
определенный коэффициент продуктивности
Толщина продуктивного
пласта h = 7 м; объемный коэффициент нефти
при пластовой температуре
плотность нефти в пластовых
условиях вязкость
пластовой нефти радиус
контура питания приведенный
радиус скважины
Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле:
Рассчитываем
по (14) коэффициент гидропроводности:
Рассчитываем
коэффициент подвижности нефти:
Рассчитываем
проницаемость призабойной зоны
скважины:
Исследования на приток обычно проводится при стационарной работе скважин на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.
Задача. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек.
Режим работы скважины 1 2 3 5
Дебит нефти, т/сут 20 60 100 140
Забойное давление, МПа 18 15,4 13,2 11
Депрессия, МПа 1 3,6 5,8 8
Замер забойного давления проведен скважинным манометром.
Решение. По результатам
исследований строим индикаторную линию
скважину (рис 12). Предварительно рассчитываем
депрессию на каждом режиме работы:
Информация о работе Определение коэффициента продуктивности скважин