Расчетка №3 КВД ВАРИАНТ 10 В табл. 1 приведены числовые значения времени и давления, по которым строиться КВД. На рис. 3 приведена кривая восстановления давления. Вариант 5. Таблица 13 Параметры пласта, флюида и скважины (вариант 5) Параметр Глубина замера, м Дебит жидкости, м3/сут Диаметр скважины, м Объёмный коэффициент нефти Динамическая вязкость в пластовых условиях, мПа∙с Эффективная толщина пласта, м Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент сжимаемость жидкости, 1/МПа∙10-4 Коэффициент сжимаемость породы, 1/МПа∙10-4 Значение 2300 144 0,140 1,25 1,76 23 0,10 11,3 3,60 Таблица 14 Кривая восстановления давления (вариант 5) Номер замера 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Время t, мин 0 250 480 710 940 1170 1400 1630 1860 2090 2320 2600 2830 3060 3290 3520 3750 3980 4210 4440 4700 Давление Рзаб, МПа 8,76 10,712 11,439 12,053 12,553 12,938 13,21 13,304 13,38 13,447 13,507 13,572 13,621 13,666 13,708 13,747 13,783 13,817 13,849 13,88 13,913 Номе р замер а 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 Время t, мин 0 250 480 710 940 1170 1400 1630 1860 Время t, Сек Время t, ч 15000 28800 42600 56400 70200 84000 97800 111600 125400 4,17 8,00 11,83 15,67 19,50 23,33 27,17 31,00 34,83 139200 38,67 156000 43,33 169800 47,17 2090 2320 2600 2830 183600 51,00 197400 54,83 211200 58,67 225000 62,50 238800 66,33 3060 3290 3520 3750 3980 252600 70,17 266400 74,00 282000 78,33 4210 4440 4700 Кривая восстановления давлени Давление Рзаб, МПа Давление Рзаб, кгс/см2 8,76 10,712 11,439 12,053 12,553 12,938 13,21 13,304 13,38 89,33 109,23 116,64 122,90 128,00 131,93 134,70 135,66 136,44 13,447 137,12 13,507 137,73 13,572 138,39 13,621 138,89 13,666 139,35 13,708 139,78 13,747 140,18 13,783 140,55 13,817 140,89 13,849 141,22 13,88 141,53 13,913 141,87 На первом этапе обработки КВД производится построение билогарифмического графика. Цель построения билогарифмического графика – определение модели фильтрации жидкости к скважине и определение метода расчёта фильтрационных параметров пласта. Билогарифмический график – это обычный график в декартовых координатах, где где Pi – давление на забое i-ого замера, кгс/см2; ti – время от остановки скважины забое i-ого замера, с. Таблица 2 Данные для построения билогарифмического графика i 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 ti, с 15000 28800 42600 56400 70200 84000 97800 111600 125400 139200 156000 169800 183600 197400 211200 225000 238800 252600 266400 282000 Рi, МПА 8,76 10,712 11,439 12,053 12,553 12,938 13,21 13,304 13,38 13,447 13,507 13,572 13,621 13,666 13,708 13,747 13,783 13,817 13,849 13,88 13,913 xi 10,27 10,66 10,94 11,16 11,34 11,49 11,62 11,74 11,84 11,96 12,04 12,12 12,19 12,26 12,32 12,38 12,44 12,49 12,55 yi 0,108 0,450 0,578 0,565 0,416 -0,481 -0,552 -0,554 -0,554 -0,561 -0,548 -0,552 -0,546 -0,550 -0,564 -0,560 -0,563 -0,540 -0,545 Рис. 4 Билогарифмический график На билогарифмическом графике принято выделять интервалы притока. Первый – с наклоном, примерно равным единице (0,88 для данной скважины). Это участок влияния ствола скважины. Т.е. это тот период, в ходе которого происходит приток жидкости из пласта в скважину и сжатие жидкости в самой скважине. Этот участок мало пригоден для обработки. Определим его продолжительность. Правой границе этого участка соответствует X4 ln t4 10,66 Отсюда, время окончания влияния ствола скважины (5) T6 exp 10,66 42616 c, (6) т.е. примерно 12 часов. Цель расчёта времени влияния ствола скважины в том, что, если применяется метод обработки, при котором предполагается, что после остановки приток в скважину прекратился мгновенно, то этот участок в обработке таким методом использовать не стоит. Также на билогарифмическом графике выделяется участок нулевого наклона. Если такой участок удаётся выделить, то считается, что рост давления на этом интервале соответствует радиальной модели пласта. Радиальная модель предполагает, что пласт однородный (проницаемость пласта одинакова во всех точках) и, что немаловажно, бесконечный. Для рассматриваемой скважины участок радиальной модели начинается при X8 ln t 8 11,49 что соответствует размерному значению времени (7) t 8 exp 11,49 97733 с (8) т.е. примерно 27 часа. Таким образом, начиная с этого момента времени, обработка может быть проведена в рамках модели радиального пласта, т.е. методом касательной. Обработка методом касательной состоит в построении КВД в координатах P ln( t ), (9) где ∆Pi – разность давления между i-ой точкой давления и первой (время t1=0): P P P. (10) Данные для обработки КВД методом касательной i 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 ti, с 15000 28800 42600 56400 70200 84000 97800 111600 125400 139200 156000 169800 183600 197400 211200 225000 238800 252600 266400 282000 Pi, МПа 8,76 10,712 11,439 12,053 12,553 12,938 13,21 13,304 13,38 13,447 13,507 13,572 13,621 13,666 13,708 13,747 13,783 13,817 13,849 13,88 13,913 ln(ti) 9,615805 10,26813 10,65961 10,94022 11,1591 11,33857 11,49068 11,62268 11,73926 11,84367 11,95761 12,04238 12,12051 12,19299 12,26056 12,32386 12,38338 12,43956 12,49275 12,54966 Рi, МПа 0 -2,228 -1,501 -0,887 -0,387 -0,002 0,270 0,364 0,440 0,507 0,567 0,632 0,681 0,726 0,768 0,807 0,843 0,877 0,909 0,940 0,973 Для обработки КВД методом касательной необходимо по интервалу радиальной фильтрации, выделенному на билогарифмическом графике, провести прямую линию и определить её угол наклона и отрезок, отсекаемый на оси Y(∆P). Для рассматриваемой КВД угол наклона равен 0,09 МПа, отрезок – -0,2 МПа Далее производится расчёт фильтрационных параметров пласта. Для расчёта фильтрационных параметров пласта необходим набор исходных данных, приведённых в табл. 4. Проницаемость пласта рассчитывается по формуле 11,574 Q k 103 , (11) 4 i h 2 где k – проницаемость, мкм ; Q – дебит скважины, м3/сут; h – эффективная толщина пласта, м; μ – вязкость жидкости, мПа∙с; i – наклон линии, определённой по графику на рисунке 4, МПа. Расчёт проницаемости: k 11,574 144 1,76 10 3 0,112 мкм2. (12) 4 3,14 0,09 23 Также по результатам обработки КВД может быть определена степень совершенства скважины. Величина несовершенства скважины оценивается по скин-эффекту. Скинэффект при обработке КВД методом касательной рассчитывается по формуле: (13) где S – скин-эффект; k – проницаемость, мкм2; μ – динамическая вязкость жидкости, мПа∙с; μ rc– радиус скважины, м; i – наклон линии, определённой по графику на рисунке 4, МПа; m – коэффициент пористости, доли единицы; βoil – сжимаемость нефти, 1/МПа; (14) P1hr – перепад давления на КВД в момент времени t=1 час, МПа. Времени (15) t 1 час 60 60 3600 с соответствует логарифм времени ln( 3600 ) 8 ,1. Величине логарифма времени 8,1 на рисунке 4 соответствует перепад давления P -4,2 МПа. (16) 1hr Для рассматриваемой скважины, получаем: -4,2 0 , 112 104 S 1,1513 0 , 09 2 ,3 lg 0 ,1 1,76 11,3 10 4 0 ,072 2 3, 0923 (17) -30,23. По величине скин-эффекта рассчитывается дополнительный перепад давления, возникающий вследствие загрязнения призабойной зоны: P 18,66 Q S, (18) k h 103 S P 18,66 S 144 30,23 =55,49 0,11223103 где все обозначения прежние. Далее рассчитывается коэффициент эффективности притока, представляющий собой отношение фактического дебита скважины к потенциальному, т.е.: Q P P P J ф , (19) Q P P пл0 п s пл 0 где Qф – фактический дебит скважины, измеренный перед остановкой скважины на КВД; Qп – потенциальный дебит скважины, который имел бы место, если бы скин-эффект был бы равен нулю; P0 – забойное давление в скважине перед её остановкой (первая точка на КВД, i=1, см. табл. 1), кгс/см2; Pпл – пластовое давление, кгс/см2. Задаваясь величиной пластового давления Pпл=150 кгс/см2, что немного выше конечного значения на КВД, получаем: J 150 86 55,49 0,13 (20) 150-86 Величина коэффициента эффективности притока означает, что скважина работает на 13 % от своих потенциальных возможностей. Потенциальный дебит будет равен Q Qф 47,08 65,46 м 3 / сут. (21) н J 0, 7