Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах

1.

Эксплуатация нефтегазовых месторождений
Тема «Гидродинамические исследования скважин
на установившихся режимах»
Ассистент, кафедра бурения скважин, разработки
нефтяных и газовых месторождений
Сентемов Андрей Алексеевич

2.

Определение
• Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных
мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление,
температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов в
работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.
• Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные
характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или
фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор,
гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также
особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются
прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях
залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых
флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление
насыщения и т. д.).

3.

Установившийся режим
• Установившийся режим работы скважины – такое состояние, когда
изменением величины дебита скважины и изменением величины
давления на забое практически можно пренебречь. Таким образом,
считается, что при установившемся режиме работы скважины приток
жидкости из пласта в скважину постоянен во времени.

4.

Коэффициент продуктивности скважин
Коэффициент продуктивности - это коэффициент, характеризующий
возможности скважины по добыче нефти.
это отношение дебита скважины к депрессии.

5.

Задача. Линейная индикаторная прямая
По результатам замеров строим индикаторную диаграмму

6.

Результат

7.

Задача. Нелинейная индикаторная прямая

8.

Коэффициенты А и B

9.

Расчёт забойного давления и расхода
• По полученному уравнению притока нефти рассчитать забойное
давление при дебите 120 т/сут.
• Рассчитать дебит скважины для забойного давления 12 МПа.

10.

Решение

11.

Объемный коэффициента нефти
• Объемный коэффициент пластовой нефти – показывает изменение объема
нефти в пластовых условиях в результате изменения условий давления и
температуры, но главным образом в результате выделения из нефти
растворенного газа.
• Например, объемный коэффициент пластовой нефти равный 1,32 означает,
что в пластовых условиях нефть с растворенным в ней газом имеет
увеличенный объем на 32% по сравнению с объемом дегазированной нефти.
• Объемный коэффициент пластовой нефти применяется при подсчетах
запасов нефти объемным методом материальных балансов. Аналогичный
объемный коэффициент пластового газа применяется в формулах
материальных балансов и означает уменьшение объема газа в газоносных
пластах, газовой шапке и газовой фазе газо-нефтяной зоны пласта по
сравнению с объемом поверхности.

12.

Газовый фактор
• Газовый фактор – количество природного газа (в куб. метрах),
приходящееся на 1 т или 1 м3 нефти.
• Большой газовый фактор характеризуется величинами 1000 – 2000,
( 1 – 2 тыс.м3 газа на 1 т нефти, и даже выше).
• Весьма часто газовый фактор имеет величины 100 – 200.
• При очень малом количестве газа в залежи газовый фактор сильно
падает, доходя до 5 – 10 и ниже.

13.

Расчёт дебита нефтяной скважины

14.

Задача расчёт дебита нефтяной скважины

15.

Решение