Оценка влияния частоты пульсации забойного давления на коэффициент продуктивности нефтяной скважины

• оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных.                                            2.Расчетная часть.

2.1. Рассчитать  забойное давление при пуске  и остановке скважины с интервалом времени

где n = 1, 2, 3, 10, 50; .

 

 

Рассчитаем забойное давление при пуске и остановке  скважины с интервалом времени  где n = 1, 2, 3, 10, 50; при условии, что:

- р_к = 13,8∙10⁶ Па.

- h = 6 м.

- Q = 9,5 м³/сут = 1,0995∙10^-4 м³/с.

- μ = 28∙10^-3 Па∙с.

- r_c = 0,08 м.

- R_k = 300 м.

- χ = 0,01 м²/с .

- k = 0,29∙10^-12 м².

1) n = 1;

t₁ = T_MAX = ; 

Пусть скважина пущена в  эксплуатацию при t=0 и в момент времени t₁=2,25∙10⁶  остановлена. Тогда, так как , то мы можем воспользоваться формулой

  р_заб.= р_к -

Ввиду того, что значение величины для всех n будет постоянным, в дальнейших расчетах для упрощения записи введем:

  = .

;

Δр = р_к – р_заб = 13,8∙10⁶ – 11,6∙10⁶ =2,2∙10⁶   

;

2) n = 2;

t₂ = T_MAX = ; 

В течение промежутка времени t₂ скважина не работала, то есть от t₁=2,25∙10⁶  до t₂^*= t₁+t₂=2,25∙10⁶+1,125∙10⁶ =3,375∙10⁶ . Воспользуемся формулой (19); но так как , то запишем ее в следующем виде:

 Δр = р_к – р_заб= Δр₂+ Δр₁= - .

После алгебраических преобразований получим:

Δр = =1,4∙10⁵ =1,6∙10⁵;

Отсюда,

р_заб = р_к - Δр =13,8∙10⁶ – 1,6∙10⁵ =13,6 МПа;   

;

3)  n = 3;

t₃ = T_MAX = ;  

Скважина пущена в  эксплуатацию при t₂^*=3,375∙10⁶  и в момент времени t₃^*= t₂^*+ t₃=3,375∙10⁶ +0,75∙10⁶ =4,125∙10⁶ остановлена. Так как , то мы можем воспользоваться формулой (15)

  р_заб.= р_к -

;

Δр = р_к – р_заб = 13,8∙10⁶ – 11,7∙10⁶ =2,1∙10⁶   

;

4)  n = 10;

t₄ = T_MAX = ;  

В течение промежутка времени t₄ скважина не работала, то есть от t₃^*=4,125∙10⁶  до t₄^*= t₃^*+t₄=4,125∙10⁶+0,225∙10⁶ =4,35∙10⁶ . Воспользуемся формулой (19); но так как , то запишем ее в следующем виде:

 Δр = р_к – р_заб= Δр₂+ Δр₁= - .

После алгебраических преобразований получим:

Δр = =1,4∙10⁵ =4,2∙10⁵;

Отсюда,

р_заб = р_к - Δр =13,8∙10⁶ – 4,2∙10⁵ =13,4 МПа;   

;

5)  n = 50;

t₅ = T_MAX = ;  

Скважина пущена в  эксплуатацию при t₄^*=4,35∙10⁶  и в момент времени t₅^*= t₄^*+ t₅=4,35∙10⁶ +0,045∙10⁶ =4,395∙10⁶ остановлена. Так как , то мы можем воспользоваться формулой (15)

  р_заб.= р_к -

;

Δр = р_к – р_заб = 13,8∙10⁶ – 12,1∙10⁶ =1,7∙10⁶   

;

 

2.2.Определить среднее значение забойного давления.

 

Вычислим среднее значение забойного давления:

;

;

 Полученные данные приведем к табличному виду:

n	t*106  ,сек	Pзаб   ,Мпа	Δр , Мпа	К*10-11  ,    м3 /Па*с	К ,               м3 /Мпа*сут
1	2,250	11,6	2,20	5,0	4,3
2	1,125	13,6	0,16	69,0	59,4
3	0,750	11,7	2,10	5,2	4,5
10	0,225	13,4	0,42	26,2	22,6
50	0,045	12,1	1,70	6,5	5,6

 

Выводы.

1. Рассчитав забойные давления при пуске и остановке скважины с интервалом          времени где n = 1, 2, 3, 10, 50; , получим следующие значения:

- n = 1,   р_заб=11,6 МПа;

- n = 2,   р_заб=13,6 МПа;

- n = 3,   р_заб=11,7 МПа;

- n = 4,   р_заб=13,4 МПа;

- n = 5,   р_заб=12,1 МПа;

Проанализировав полученные расчетные данные, мы можем сделать заключение о том, что забойное давление после пуска скважины с увеличением времени её эксплуатации падает, так как уровень жидкости в стволе постепенно понижается. После же остановки скважины происходит обратный процесс, то есть повышение забойного давления, что наглядно подтверждается и на графике 1. Такое явление наблюдается и на практике. Отсюда, следует полагать, что расчеты выполнены правильно.

                           

                              

                            ₁₄

                           _13,5

 

                             ₁₃

  p _{заб,МПа}                       

                           _12,5

 

                            ₁₂

 

                           _11,5

    

                              ₁₁

                                    _{0                           1                           2                          3                           4                         5}

                                                                                              t*10⁶ , сек

График 1 .Изменение забойного давления  р_заб  со временем t

 

2. После определения среднего значения забойного давления получим, что:

р_заб.ср.=12,5 МПа.

 

2.3.Рассчитать коэффициенты продуктивности.

 

3. Рассчитав коэффициенты продуктивности, запишем их значения:

- n = 1,     = ,  Δр=2,2 МПа;

- n = 2,     = ,  Δр=0,16 МПа;

- n = 3,     = ,  Δр=2,1 МПа;

- n = 4,     = ,  Δр=0,42 МПа;

- n = 5,     = ,  Δр=1,7 МПа;

 

2.4.Оценить  зависимость коэффициента продуктивности

от частоты  пульсации забойного давления.

 

Оценив проведенные  расчеты и построив график 2, мы можем  сделать вывод: при работе скважины депрессия на продуктивный пласт выше, а коэффициент продуктивности, следовательно, меньше, чем при ее простое.

 

                           

 

                               ₃

                           _2,5

 

                             ₂

  _Δр_,МПа                       

                           _1,5

 

                            ₁

 

                            _0,5

    

                              ₀

                                    _{0                           1                           2                          3                           4                         5}

                                                                                              t*10⁶ , сек

                       График 1 .Изменение  депрессии Δp  со временем t

 

1. После выполнения ранее проведенных вычислений оценим зависимость коэффициента продуктивности от частоты пульсации забойного давления.

В том случае, когда  скважина работает и  следовательно, забойное давление постепенно понижается, коэффициент продуктивности низкий , в случае простоя скважины забойное давление возрастает и с ним коэффициент продуктивности .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 

                                   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

_Выводы

 

Подземная гидромеханика  является основой современной технологии нефтедобычи и добычи газа и  имеет обширные области приложения в гидрогеологии, гидротехнике, инженерной геологии.

Для решения практических задач разработки нефтяных и газовых  месторождений важное значение имеет прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений. Это позволяет оптимизировать систему разработки, правильно определить число и размещение скважин по площади месторождения при различных режимах   их эксплуатации.

Даная работа носит лишь общий характер. Она служит фундаментом, основой для дальнейших более точных расчетов при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Многообразие геологических  систем и условий существования  залежей нефти предопределяет многообразие сил и факторов, определяющих закономерность процессов разработки и методов извлечения нефти из недр.                                                                                                                                         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

_{ЛИТЕРАТУРА}

 

1. Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993 г., 145-156 с.
2. _{Нефтепромысловая геология // Курс лекций}
3. _{Подземная гидромеханика // Курс лекций}

5. Пыхачев Г.Б.,  Исаев  Р.Г.  Подземная гидравлика. М: Недра, 1973 г.