Формула расчета дебита нефтяной скважины: определённый расчёт дебита скважины, формула нефти

расчет и определение по формуле

Дебит скважины — это параметр производительности источника жидкости или газа за единицу времени. Значение дебита характеризует экономическую выгоду эксплуатации нефтяных и газовых горных выработок, мощность водоносного горизонта и перспективу его использования.

Содержание

• 1 Характеристика показателя дебита
  • 1.1 Виды геологических выработок
    • 1.1.1 Расположение водных горизонтов и их эксплуатация
  • 1.2 Расчет дебита

Дебит скважины на воду характеризуется объемом жидкости, которая стабильно поступает из источника за единицу времени. Показатель определяет его способность генерировать продукт при определенном режиме эксплуатации.

Параметр учитывает сезонные колебания уровня водоносного горизонта, его истощение. В основном дебит выражается в литрах или м³ за секунду, час, сутки. Дебит нефтяной скважины измеряется в тоннах или м³/час, м³/сутки.

Замер показателя для горной геологической выработки на нефть проводится периодически на специальных мобильных измерительных установках. Их использование позволяет сделать замеры с помощью многоходового переключателя без остановки работы эксплуатационных работ.

Нужна помощь в продвижении в интернете? Пишите!!!
[Нажмите на этот текст или кликните на картинку ниже]

Для определения ее дебита в объемных единицах при известном дебите в тоннах применяется формула, учитывающая плотность нефти. Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах, приведенных к нормальным условиям.

Полную характеристику качества извлеченной продукции из пласта путем горной выработки характеризует параметр содержания воды. Он измеряется в % и рассчитывается как соотношение количества извлеченной воды к сумме объемов воды и нефти.

Средний дебит скважины, используемый при расчетах, определяется путем деления суточной добычи из всех скважин месторождения к их количеству.

Эксплуатация малодебитных скважин проводится периодически и основана на чередовании периодов извлечения и накопления нефти на забое. При периодической эксплуатации период простоя может колебаться, он зависит от коэффициента продуктивности.

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда, для которого используются насосы. Применение циклического способа позволяет сэкономить электроэнергию, сократить износ оборудования и обеспечить производительность низкодебитных сооружений.

Виды геологических выработок

Горная выработка связана с разведкой или добычей полезных ископаемых. В зависимости от глубины прохождения различают мелкие и глубокие буровые горные выработки круглого сечения. Каждая из них предусматривает технику и технологию бурения, специальное оборудование, эксплуатацию.

Мелкие горные выработки не требуют больших затрат, они могут использоваться временно. Бурение на значительные глубины производят с целью эксплуатации в течение длительного времени.

В зависимости от геологического строения пород и места расположения промышленного слоя с полезными ископаемыми различают геотехнологические и опорные сооружения.

Группа опорных горных выработок связана с поиском и добычей нефти, их глубина может достигать нескольких километров. Разветвленная структура на глубине уходит в разные стороны по нефтепроизводящему пласту, что увеличивает приток «черного золота».

Горные геологические выработки, связанные с добычей газа, как и другие виды, имеют свои специфические особенности. Их невозможно использовать для добычи других полезных ископаемых.

Реже при разработке месторождений закладывают нагнетательные скважины с целью поддержания необходимого давления при эксплуатации пластов. К числу технических горных выработок относится смотровой колодец, широко применяемый в системе водоснабжения в качестве индикатора качества воды.

Сооружения, предназначенные для разведки полезных ископаемых, имеют легкую конструкцию, небольшой диаметр отверстия и являются незаменимыми при разведочных работах.

Буровая горная выработка может производиться несколькими способами, среди которых распространенными являются:

• роторный;
• шнековый;
• ударно-канатный;
• вращательно-колонковый.

Наиболее быстрое бурение обеспечивает вращательный метод, но на практике часто используют роторный способ. Он экономит средства и позволяет оперативно провести оценку перспектив поиска.

Расположение водных горизонтов и их эксплуатация

Глубина горных выработок, предназначенных для водозабора, определяется уровнем расположения горизонта. Для питьевых нужд не используется слой, находящийся вверху. Он представляет собой грунтовые воды, и для его эксплуатации предназначается колодец.

Для добычи межпластовых вод закладывают специальные скважины на песок. Они получили свое название из-за того, что сосредоточены в песчаных отложениях. Для этой выработки глубиной 15-30 м используют принцип шнекового бурения.

Для обсадки применяют трубы диаметром более 10 см, а на дно укладывают фильтр. Дебит скважины на песок или абиссинского колодца составляет 0,6-1,5 м³/час.

В слое известняка скапливается вода высокой чистоты. Но для ее добычи требуется горная выработка глубиной выше 100 м, что зависит от места локализации слоя. Дебит артезианской скважины отличается постоянностью и высоким показателем. Он не зависит от сезонных колебаний и количества осадков.

Вода находится под большим пластовым давлением, что обеспечивает подержание ее уровня в колодце. Срок службы такого сооружения отличается длительностью, но основным недостатком является высокая цена установки для обслуживания.

У артезианских колодцев практически нет загрязнителей, кроме минеральных компонентов слоя, в котором они залегают. Но для их удаления существует система очистки. Качество воды и постоянный ее приток полностью оправдывают затраты, связанные с добычей и эксплуатацией горизонта. Они могут окупиться в течение нескольких лет.

Расчет дебита

Определение дебита скважины является важным параметром, определяющим ее возможности для обеспечения водоснабжения и необходимую производительность насоса.

Каждая буровая выработка имеет свой паспорт, в котором вместе с другими параметрами указывается удельный дебит скважины. Он характеризуется количеством воды, которую необходимо откачать для понижения статического уровня на 1 м.

Как определить дебит скважины на практике? Измерение проводят с использованием емкости объемом 200 л и секундомера. В результате наблюдений фиксируют время, за которое можно набрать 200 л воды.

Расчет дебита скважины производится путем простых арифметических операций. Например, в заданной скважине глубиной 50 м статический уровень воды находится на отметке 30 м. Соответственно, высота водного столба составляет 20 м (50-30).

При откачке воды насосом с расходом 2 м³/ч динамический уровень составил 37 м. Дебит рассчитывается с учетом глубины скважины, производительности насоса и разницы динамического и статического уровня. Для этого примера показатель составит 5,7 м³/ч.

Что такое дебит скважины и как он определяется на практике? После завершения бурения горная выработка отстаивается несколько суток. Столб воды в эксплуатационной трубе должен измеряться без применения откачки. Этот уровень считается статическим.

Если при непрерывном отборе вода не меняет своего зеркала, то этот показатель характеризует динамический уровень. Если интенсивность отбора не превышает отдачу, то зеркало стабилизируется на определенном интервале.

Замер дебита скважины должен производиться периодически. Для этого используют тонкую веревку с грузом на конце. Если показатель уровня воды остается неизменным или уменьшается, то необходимо провести замену фильтра.

Ученые Пермского Политеха разработали оригинальную методику прогнозирования дебита нефтяных скважин

09.01.2023 12:30

910

Добавить в закладки

Даже в пределах одного месторождения горные породы, в которых может скапливаться нефть, обладают различными свойствами. Не принимая их в расчет, невозможно спрогнозировать «отдачу» нефтяной скважины. Ученые Пермского Политеха предложили не имеющую аналогов методику оценки возможного дебита нефтяных скважин. Исследование выполнено в рамках реализации программы академического стратегического лидерства «Приоритет 2030».

Результаты обработки рентгено-томографических исследований на кубическом образце керна горных пород

Методика защищена патентом РФ № 2768341 С1. Разработка способствует обеспечению технологического суверенитета России.

Дебит скважины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени, – зависит от многих параметров. На способность скважины генерировать искомый ресурс при заданном режиме эксплуатации влияет значительное количество геолого-физических факторов. Прогнозировать дебит скважины необходимо, чтобы оценить рентабельность разработки нефтяных месторождений.

Для определения объема нефти, содержащейся в карбонатных залежах на разрабатываемых месторождениях, ученые Пермского Политеха предложили метод расчета, не имеющий аналогов. Выведенная ими формула вычисления «отдачи» скважины основывается на оригинальной обработке данных гидродинамических исследований, позволяющей оценить значения проницаемости в различных направлениях, а также пластовом давлении, вязкости нефти и т.д.

— Авторский способ прогнозирования дебита скважины предполагает построение модели на основе полученных результатов гидродинамических исследований. Данные о горизонтальной и вертикальной проницаемости, обводненности пласта, коэффициент пористости и другие заносятся в выведенную формулу, по которой рассчитывается дебит жидкости, — объясняет доцент кафедры нефтегазовых технологий, кандидат технических наук Дмитрий Мартюшев.

Проследить наличие устойчивой зависимости, которая позволяет спрогнозировать дебит скважины с учетом различной проницаемости карбонатных пород, авторам удалось благодаря статистическому анализу накопленного опыта гидродинамических исследований. Апробация способа на данных, полученных с одного из нефтяных месторождений, подтвердила достоверность получаемых результатов.

Информация и фото предоставлены пресс-службой Пермского Политеха

Разместила Ирина Усик

нефть
пермский политех
скважины

Информация предоставлена Информационным агентством «Научная Россия». Свидетельство о регистрации СМИ: ИА № ФС77-62580, выдано
Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций 31 июля 2015 года.

Основы течения флюида — AAPG Wiki

Расчеты потока в скважине в основном сосредоточены на двух аспектах течения флюида: профиле давления вдоль пути потока и зависимости дебита от давления в ключевых представляющих интерес точках (узлах), как показано на рисунке 1. интересующие параметры (все в единицах фунтов на квадратный дюйм)

• p _R = пластовое давление
• p _wf = скважинное (забойное) гидродинамическое давление
• p _wh = устьевое давление
• p _sp = давление сепаратора
• p _ST = давление в баке

Соответствующие ставки

• q _o = дебит нефти (стб/сутки)
• q _г = дебит газа (стандартные кубические футы/день)

Разность давлений ( p _R – p _wf ) называется просадкой водохранилища . Это основная сила, направляющая пластовые флюиды в ствол скважины. Как правило, производительность увеличивается с увеличением просадки. Приток в ствол скважины, вызванный депрессией, называется притоком .

Взаимосвязь между дебитом, измеренным в складском резервуаре, q _o , и гидродинамическим давлением на забое, p _wf , называется зависимостью производительности притока (1PR) . IPR скважины можно определить непосредственно по данным эксплуатационных испытаний или его можно спрогнозировать по данным коллектора. Независимо от того, представлено ли оно графически или выражено формулой, IPR представляет собой отчет о производительности и широко используется для проектирования и анализа производительности скважин.

Хорошие общие ссылки на поток в резервуарах и скважинах включают Golan and Whitson, ^[1] Bradley, ^[2] и Craft et al. ^[3]

Содержание

• 1 Эмпирические уравнения IPR
  • 1. 1 Уравнение индекса продуктивности для недонасыщенной нефти
  • 1.2 Уравнения противодавления для насыщенных нефтью и газом скважин
  • 1.3 Квадратное уравнение для насыщенных нефтяных и газовых скважин
  • 1.4 Ненасыщенное масло с расширенным диапазоном IPR
• 2 Расширение закона Дарси
• 3 Радиальный поток
  • 3.1 Единицы формулы закона Дарси
  • 3.2 Ограниченный вход в ствол скважины (скин-эффект)
• 4 Зависимость теоретического давления от скорости (IPR)
  • 4.1 Радиус дренажа
  • 4.2 Расширение модели идеальной скважины
• 5 IPR, полученный в результате моделирования коллектора
• 6 Влияние истощения на формулы ПИС
• 7 Влияние стимуляции и повреждения на уравнения IPR
• 8 См. также
• 9 Каталожные номера
• 10 Внешние ссылки

Эмпирические уравнения ПИС[править]

Рисунок 1  Давление в простой производственной системе.

Рисунок 2  Графики многоступенчатых производственных данных.

Было разработано несколько формул IPR для представления поведения притока различных типов скважин. Сопоставление формулы с данными многодебитной добычи (рис. 2) позволяет определить значение характеристических констант в уравнениях, которые, в свою очередь, характеризуют продуктивность скважины. Эмпирические формулы являются основными инструментами для количественной оценки продуктивности скважин и выполнения расчетов добычи.

Уравнение индекса продуктивности для недонасыщенной нефти Уравнение

qo = J (pR − pwf) {\ displaystyle q _ {\ rm {o}} = J (p _ {\ rm {R}} -p _ {\ rm {wf}})}

Постоянная характеристики связь дебита нефти с депрессией называется индексом продуктивности f и определяется как

J = qopR−pwf {\ displaystyle J = {\ frac {q _ {\ rm {o}}} {p _ {\ rm {R}} -p _ {\ rm {wf}}}}}

с единицами STB/day/psi. Индекс продуктивности показывает количество баррелей в день, добытое на каждый фунт на квадратный дюйм снижения давления, и, таким образом, отражает производительность или пропускную способность скважины.

Когда p _wf равно атмосферному давлению, скорость называется абсолютным открытым потоком (AOF) и часто обозначается как q _max . AOF является полезным индикатором продуктивности скважины.

Уравнения противодавления для насыщенных нефтяных и газовых скважин[править] 9{n}}

Имеет две характеристические константы: константу противодавления c и показатель степени противодавления n . Показатель степени n представляет собой безразмерное число от 0,5 до 1,0. Он приближается к 1,0 для скважин с низким дебитом и к 0,5 для скважин с очень высоким дебитом. Значения n и c могут быть определены графически из логарифмического графика данных испытаний с несколькими скоростями в виде{2})}{q}}\quad {\mbox{versus}}\quad (A+Bq)}

Ненасыщенная нефть с расширенным диапазоном IPR b

при пластовом давлении выше точки насыщения ( p _{wf b} p

_R ), ПИС принимает форму, показанную на рисунке 2d. Его можно представить следующими уравнениями:

для pwf> pb, qo = J (pR−pwf) {\ displaystyle {\ mbox {for}} p _ {\ rm {wf}}> p _ {\ rm {b}}, \ quad q _ {\ rm {o}}=J(p_{\rm {R}}-p_{\rm {wf}})} 9{2})}

Расширение закона Дарси[править]

Закон Дарси, первоначально разработанный для потока воды, был расширен для описания течения углеводородных пластовых флюидов (сжимаемых и многофазных).

Для однофазного потока нефти пропорциональная константа, которая связывает скорость потока с перепадами давления в исходном законе Дарси, разбивается на два независимых фактора: проницаемость породы, k , и вязкость жидкости, μ. Для линейной системы потока, это дает

q = (A / L) (k / μ) Δp {\ displaystyle q = (A / L) (k / \ mu) \ Delta p}

Проницаемость — это свойство породы, которое отражает «легкость», с которой жидкость течет через него. Вязкость является свойством жидкости и отражает сопротивление жидкости течению.

Для многофазного потока присутствие второй фазы в пористой среде снижает кажущуюся проницаемость первой фазы (например, присутствие газа снижает кажущуюся проницаемость нефти). Присутствие каждой фазы в пористой среде количественно определяется насыщенность, S , которая представляет собой отношение объема флюида в данной пористой породе к объему пор породы:

So = Vo / VpandSg = Vg / Vp {\ displaystyle S _ {\ rm {o}} = V _ {\ rm {o}} / V _ {\ rm {p}} \ quad {\ mbox {and}} \quad S _ {\ rm {g}} = V _ {\ rm {g}}/V _ {\ rm {p}}}

, где

• S _o = нефтенасыщенность (доля)
• S _г = газонасыщенность (доля)
• V _o = объем нефти в данном объеме пор
• В _г = объем газа в данном поровом объеме
• V _p = объем пор

Рисунок 3  Двухфазная относительная проницаемость.

Кажущаяся или эффективная нефтепроницаемость, k _eo одной фазы в присутствии второй фазы может быть представлена ​​как произведение двух членов: абсолютной проницаемости, k _a , и относительной нефтепроницаемости, к _ро :

keo = ka × kro {\ displaystyle k _ {\ rm {eo}} = k _ {\ rm {a}} \ times k _ {\ rm {ro}}}

Абсолютная проницаемость является свойством породы и, по существу, представляет собой проницаемость, измеренную с одной фазой или при 100% однофазном насыщении. Относительная проницаемость представляет собой безразмерную величину, величина которой находится в диапазоне от 1,0 до 0, в зависимости от насыщенности (рис. 3). Относительные проницаемости измеряются в керновых (петрофизических) лабораториях, и результаты представляются в зависимости от насыщения. Некоторые лаборатории нормализуют значения относительной проницаемости со значениями, отличными от значения однофазного или 100%-ного насыщения, поэтому при интерпретации и использовании представленных данных необходимо соблюдать осторожность.

Радиальный поток[править]

Рисунок 4  Распределение давления в радиальном резервуаре.

Закон Дарси можно применить к идеальной модели скважины, обеспечивающей постоянный установившийся дебит. Модель предполагает цилиндрический поток в коллекторе, где поток через формацию является горизонтальным, а жидкость движется радиально по направлению к стволу скважины. Он также предполагает постоянную толщину продуктивной зоны, постоянную изотропную проницаемость и идеальную жидкость (однородную несжимаемую жидкость, в которой вязкость не зависит от давления).

Для резервуаров бесконечного размера результатом будет

p = pwf + qμB2πkhln⁡ (r / rw) {\ displaystyle p = p _ {\ rm {wf}} + {\ frac {q \ mu B} {2 \ pi kh}} \ ln (r / r_ {\rm {w}})}

или в полевых единицах,

p = pwf + 141,2qoμoBokhln⁡ (r / rw) {\ displaystyle p = p _ {\ rm {wf}} + {\ frac {141,2q _ {\ rm {o}} \ mu _ {\ rm {o }}B_{\rm {o}}}{kh}}\ln(r/r_{\rm {w}})}

То есть каждому радиусу r соответствует давление p логарифмически возрастает с р (рис. 4).

Распределение давления в радиально ограниченных резервуарах аналогично бесконечному случаю для большей части дренируемого объема. Однако вблизи границ, как показано на рисунке 4, все по-другому.

Единицы формулы закона Дарси Это гибридная система, состоящая из различных метрических, английских и нефтепромысловых единиц. Он использует миллидарси (md) для проницаемости. Другие размеры и единицы в этой системе следующие:

• q _o = расход нефти в резервуаре (STB/день или баррелей в резервуаре в день)
• q _г = расход газа (стандартные кубические футы в сутки или стандартные кубические футы в сутки)
• μ _o = вязкость (сП или сантипуаз)
• B _o = объемный коэффициент пласта (баррели RES/STB, или баррели резервуара к баррелям складского резервуара)
• p _R = пластовое давление (psi)
• p _wf = забойное давление (psi)
• k = проницаемость (мД)
• h = толщина продуктивного пласта (футы)
• r _w = радиус ствола скважины (футы)
• r _e = радиус дренажа (футы)

Формулы в следующем разделе приведены в практических полевых единицах.

Ограниченный вход в ствол скважины (скин-эффект)[править]

Рисунок 5  Скин-эффект.

Фактическое распределение давления в большинстве случаев отличается от идеального распределения давления, полученного для идеальной модели. Следующее дополнительное падение давления в стволе скважины возникает в результате околоскважинных явлений (Рисунок 5):

Δpskin = pwf (идеальный) − pwf (фактический) {\ displaystyle \ Delta p _ {\ rm {skin}} = p _ {\ rm {wf (идеальный)}} -p _ {\ rm {wf (фактический)} }}

Наиболее важными явлениями обычно являются конвергенция потока из-за ограниченного проникновения в продуктивную зону (частичное проникновение), нарушение проницаемости вблизи ствола скважины (повреждение пласта) и ограничение потока в перфорационных отверстиях.

Удобно выразить Δ p _кожи в виде безразмерной величины s , называемой скин-фактором, которая линейно пропорциональна Δ p _кожи :

Δpskin = 141,2qoμoBokhs {\ displaystyle \ Delta p _ {\ rm {skin}} = {\ frac {141,2q _ {\ rm {o}} \ mu _ {\ rm {o}} B _ {\ rm {o }}}{kh}}s}

Скин-фактор может быть определен из интерпретации ГДИС и может быть легко преобразован в фактический Δ p _скин или P _wf(actual)*

Теоретическая зависимость давление-дебит (IPR)[править]

Закон Дарси, примененный к модели идеальной скважины, дает уравнение IPR, выраженное в терминах параметров резервуара. {0,5}}

, где A — площадь дренирования скважины в квадратных футах, а радиус — в футах. Если площадь дренажа указана в акрах, ее необходимо преобразовать в квадратные футы, используя соотношение 1 акр = 43 560 футов ² .

Расширение модели идеальной скважины[править]

Теоретически полученные уравнения IPR могут быть расширены для включения добычи газа и насыщенной нефти. Для газовых резервуаров низкого давления (менее 2000 фунтов на квадратный дюйм) используется следующее уравнение:
9{2})}{T\mu _{\rm {g}}Z[\ln(r _{\rm {e}}/r _{\rm {w}})-0,75+s]}}}

где

• q _g = расход газа (стандартные кубические футы/день)
• T = температура (R° = F° + 460)
• Z = коэффициент сжимаемости газа
• μ _г = вязкость газа (сП)

Все остальные параметры имеют те же единицы измерения, что и уравнения потока нефти. Существуют строгие методы, используемые для выражения IPR газовых скважин при пластовом давлении выше 2000 фунтов на квадратный дюйм. Однако уравнение низкого давления подходит для большинства расчетов производительности скважины.
9{2})}

где срок к _ро /мк _o Б _o оценивается при среднем пластовом давлении, 9, Р _р

условия насыщения.

При использовании этих уравнений следует помнить о двух практических соображениях. Во-первых, в зависимости от размещения скважин значение ln ( r _e / r _w ) находится в диапазоне от 6,5 до 8. Значение 7 является хорошим приближением в большинстве расчетов производительности. Во-вторых, скин-фактор s положителен, когда вход в ствол скважины ограничен скин-эффектом. Отрицательно, если продуктивность лучше, чем предсказывает идеальная радиальная модель (например, в скважинах с стимуляцией или ГРП).

IPR, полученный на основе моделирования коллектора пластовых параметров. Формула, приведенная в нормализованном виде, имеет вид

qoqmax = 1−0,2 (pwfpR) −0,8 (pwfpR) 2 {\ displaystyle {\ frac {q _ {\ rm {o}}} {q _ {\ rm {max}}}} = 1-0,2 \ left ({\ frac {p _ {\ rm {wf}}} {p _ {\ rm {R}}}} \ right) -0,8 \ left ({\ frac {p _ {\ rm {wf}}} {p _ {\ пм {R}}}}\вправо)^{2}}

Эта формула полезна для низкодебитных нефтяных скважин. Он завышает продуктивность высокодебитных скважин (производящих более 2000 баррелей в сутки).

Пример:

Скважина в резервуаре с растворенным газом имеет пластовое давление 4000 фунтов на квадратный дюйм. Одна контрольная точка равна q _o = 200 STB/день с p _wf = 3220 фунтов/кв. Подстановка данных в уравнение IPR и решение для q _max дает
9{2}}}=624{\mbox{ STP/день}}}

Подстановка рассчитанного q _max и заданного p _R в уравнение вычисляет баллы по IPR следующим образом:

Влияние истощения на формулы ПИС

Истощение обычно приводит к ухудшению IPR (рис. 6). Эти изменения можно предсказать количественно, рассчитав изменения характеристических констант: j , c , q _ax A и B . Показатель степени n не меняется при истощении. Если индекс p обозначает текущее состояние истощения, а нижний индекс f — будущее состояние, настоящий и будущий характерные факторы связаны следующим образом:

Для резервуаров с недонасыщенной нефтью:

JfJp = (μoBo) p (μoBo) f {\ displaystyle {\ frac {J _ {\ rm {f}}} {J _ {\ rm {p}}}} = {\ frac {(\ mu _ { \ rm {o}} B _ {\ rm {o}}) _ {\ rm {p}}} {(\ mu _ {\ rm {o}} B _ {\ rm {o}}) _ {\ rm { f}}}}}

Газовые резервуары низкого давления:

cf = cpandnf = np {\ displaystyle c _ {\ rm {f}} = c _ {\ rm {p}} \ quad {\ mbox {and}} \ quad n _ {\ rm {f}} = n_ { \гт {р}}} 9{n}}

, где

qo max=480 STB/день{\displaystyle q_{\rm {o\ max}}=480{\mbox{STB/день}}}

pR = 4000 фунтов на квадратный дюйм {\ displaystyle p _ {\ rm {R}} = 4000 {\ mbox { фунтов на квадратный дюйм}}}

n=0,8{\displaystyle n=0,8}

Дополнительные данные о резервуаре:

9{0. 8}}

Влияние стимуляции и повреждения на уравнения ПИС[править]

Рисунок 7  Влияние стимуляции на ПИС.

Интенсификация скважины и снижение ее скин-фактора улучшают IPR скважины (Рисунок 7). Используя нижний индекс 1 для обозначения состояния до стимуляции или до обслуживания и нижний индекс 2 для обозначения нового состояния после лечения, мы видим, что характеристические параметры в уравнении IPR изменяются с изменением скин-фактора следующим образом:

Залежи недонасыщенной нефти 9{2n-1}}

, где n ₁ = n ₂ = n .

См. также[править]

• Повышение нефтеотдачи
• Механизмы привода и восстановления
• Моделирование коллектора для целей моделирования
• Оценка запасов
• Заводнение
• Проведение исследования моделирования пласта: обзор
• Введение в методы разработки месторождений
• Свойства нефтяного пластового флюида

Ссылки изд.

: Englewood Cliffs, NJ, Prentice Hall.

Внешние ссылки[править]

• Исходный контент на страницах данных
• Найдите книгу в магазине AAPG

Основы потока жидкости — AAPG Wiki

Расчеты потока жидкости в скважине в основном сосредоточены на двух аспектах потока жидкости: профиле давления вдоль пути потока и зависимости дебита от давления в ключевых точках интереса (узлах). ), как показано на рисунке 1. Основные интересующие параметры (все в единицах фунтов на квадратный дюйм)

• p _R = пластовое давление
• p _wf = скважинное (забойное) гидродинамическое давление
• p _wh = устьевое давление
• p _sp = давление сепаратора
• p _ST = давление в баке

Соответствующие ставки

• q _o = дебит нефти (стб/сутки)
• q _g = дебит газа (стандартные кубические футы/день)

Разность давлений ( p _R – p _wf ) называется депрессией пласта

7 .

Это основная сила, направляющая пластовые флюиды в ствол скважины. Как правило, производительность увеличивается с увеличением просадки. Приток в ствол скважины, вызванный депрессией, называется притоком .

Взаимосвязь между расходом продукции, измеренным в резервуаре-накопителе, q _o , а забойное гидродинамическое давление, p _wf , называется зависимостью производительности притока (1PR) . IPR скважины можно определить непосредственно по данным эксплуатационных испытаний или его можно спрогнозировать по данным коллектора. Независимо от того, представлено ли оно графически или выражено формулой, IPR представляет собой отчет о производительности и широко используется для проектирования и анализа производительности скважин.

Хорошие общие ссылки на поток в пластах и ​​скважинах включают Golan и Whitson, ^[1] Bradley, ^[2] и Craft et al. ^[3]

Содержание

• 1 Эмпирические уравнения IPR
  • 1. 1 Уравнение индекса продуктивности для недонасыщенной нефти
  • 1.2 Уравнения противодавления для насыщенных нефтью и газом скважин
  • 1.3 Квадратное уравнение для насыщенных нефтяных и газовых скважин
  • 1.4 Ненасыщенное масло с расширенным диапазоном IPR
• 2 Расширение закона Дарси
• 3 Радиальный поток
  • 3.1 Единицы формулы закона Дарси
  • 3.2 Ограниченный вход в ствол скважины (скин-эффект)
• 4 Зависимость теоретического давления от скорости (IPR)
  • 4.1 Радиус дренажа
  • 4.2 Расширение модели идеальной скважины
• 5 IPR, полученный в результате моделирования коллектора
• 6 Влияние истощения на формулы ПИС
• 7 Влияние стимуляции и повреждения на уравнения IPR
• 8 См. также
• 9Ссылки
• 10 Внешние ссылки

Эмпирические уравнения IPR

Рисунок 2  Графики многоступенчатых производственных данных.

Было разработано несколько формул IPR для представления поведения притока различных типов скважин. Сопоставление формулы с данными многодебитной добычи (рис. 2) позволяет определить значение характеристических констант в уравнениях, которые, в свою очередь, характеризуют продуктивность скважины. Эмпирические формулы являются основными инструментами для количественной оценки продуктивности скважин и выполнения расчетов добычи.

Уравнение индекса продуктивности для недонасыщенной нефти Уравнение

qo = J (pR − pwf) {\ displaystyle q _ {\ rm {o}} = J (p _ {\ rm {R}} -p _ {\ rm {wf}})}

Постоянная характеристики связь дебита нефти с депрессией называется индексом продуктивности f и определяется как

J = qopR−pwf {\ displaystyle J = {\ frac {q _ {\ rm {o}}} {p _ {\ rm {R}} -p _ {\ rm {wf}}}}}

с единицами STB/day/psi. Индекс продуктивности показывает количество баррелей в день, добытое на каждый фунт на квадратный дюйм снижения давления, и, таким образом, отражает производительность или пропускную способность скважины.

Когда p _wf равно атмосферному давлению, скорость называется абсолютным открытым потоком (AOF) и часто обозначается как q _max . AOF является полезным индикатором продуктивности скважины.

Уравнения противодавления для насыщенных нефтяных и газовых скважин[править] 9{n}}

Имеет две характеристические константы: константу противодавления c и показатель степени противодавления n . Показатель степени n представляет собой безразмерное число от 0,5 до 1,0. Он приближается к 1,0 для скважин с низким дебитом и к 0,5 для скважин с очень высоким дебитом. Значения n и c могут быть определены графически из логарифмического графика данных испытаний с несколькими скоростями в виде{2})}{q}}\quad {\mbox{versus}}\quad (A+Bq)}

Ненасыщенная нефть с расширенным диапазоном IPR b

при пластовом давлении выше точки насыщения ( p _{wf b} p

_R ), ПИС принимает форму, показанную на рисунке 2d. Его можно представить следующими уравнениями:

для pwf> pb, qo = J (pR−pwf) {\ displaystyle {\ mbox {for}} p _ {\ rm {wf}}> p _ {\ rm {b}}, \ quad q _ {\ rm {o}}=J(p_{\rm {R}}-p_{\rm {wf}})} 9{2})}

Расширение закона Дарси[править]

Закон Дарси, первоначально разработанный для потока воды, был расширен для описания течения углеводородных пластовых флюидов (сжимаемых и многофазных).

Для однофазного потока нефти пропорциональная константа, которая связывает скорость потока с перепадами давления в исходном законе Дарси, разбивается на два независимых фактора: проницаемость породы, k , и вязкость жидкости, μ. Для линейной системы потока, это дает

q = (A / L) (k / μ) Δp {\ displaystyle q = (A / L) (k / \ mu) \ Delta p}

Проницаемость — это свойство породы, которое отражает «легкость», с которой жидкость течет через него. Вязкость является свойством жидкости и отражает сопротивление жидкости течению.

Для многофазного потока присутствие второй фазы в пористой среде снижает кажущуюся проницаемость первой фазы (например, присутствие газа снижает кажущуюся проницаемость нефти). Присутствие каждой фазы в пористой среде количественно определяется насыщенность, S , которая представляет собой отношение объема флюида в данной пористой породе к объему пор породы:

So = Vo / VpandSg = Vg / Vp {\ displaystyle S _ {\ rm {o}} = V _ {\ rm {o}} / V _ {\ rm {p}} \ quad {\ mbox {and}} \quad S _ {\ rm {g}} = V _ {\ rm {g}}/V _ {\ rm {p}}}

, где

• S _o = нефтенасыщенность (доля)
• S _г = газонасыщенность (доля)
• V _o = объем нефти в данном объеме пор
• В _г = объем газа в данном поровом объеме
• V _p = объем пор

Рисунок 3  Двухфазная относительная проницаемость.

Кажущаяся или эффективная нефтепроницаемость, k _eo одной фазы в присутствии второй фазы может быть представлена ​​как произведение двух членов: абсолютной проницаемости, k _a , и относительной нефтепроницаемости, к _ро :

keo = ka × kro {\ displaystyle k _ {\ rm {eo}} = k _ {\ rm {a}} \ times k _ {\ rm {ro}}}

Абсолютная проницаемость является свойством породы и, по существу, представляет собой проницаемость, измеренную с одной фазой или при 100% однофазном насыщении. Относительная проницаемость представляет собой безразмерную величину, величина которой находится в диапазоне от 1,0 до 0, в зависимости от насыщенности (рис. 3). Относительные проницаемости измеряются в керновых (петрофизических) лабораториях, и результаты представляются в зависимости от насыщения. Некоторые лаборатории нормализуют значения относительной проницаемости со значениями, отличными от значения однофазного или 100%-ного насыщения, поэтому при интерпретации и использовании представленных данных необходимо соблюдать осторожность.

Радиальный поток[править]

Рисунок 4  Распределение давления в радиальном резервуаре.

Закон Дарси можно применить к идеальной модели скважины, обеспечивающей постоянный установившийся дебит. Модель предполагает цилиндрический поток в коллекторе, где поток через формацию является горизонтальным, а жидкость движется радиально по направлению к стволу скважины. Он также предполагает постоянную толщину продуктивной зоны, постоянную изотропную проницаемость и идеальную жидкость (однородную несжимаемую жидкость, в которой вязкость не зависит от давления).

Для резервуаров бесконечного размера результатом будет

p = pwf + qμB2πkhln⁡ (r / rw) {\ displaystyle p = p _ {\ rm {wf}} + {\ frac {q \ mu B} {2 \ pi kh}} \ ln (r / r_ {\rm {w}})}

или в полевых единицах,

p = pwf + 141,2qoμoBokhln⁡ (r / rw) {\ displaystyle p = p _ {\ rm {wf}} + {\ frac {141,2q _ {\ rm {o}} \ mu _ {\ rm {o }}B_{\rm {o}}}{kh}}\ln(r/r_{\rm {w}})}

То есть каждому радиусу r соответствует давление p логарифмически возрастает с р (рис. 4).

Распределение давления в радиально ограниченных резервуарах аналогично бесконечному случаю для большей части дренируемого объема. Однако вблизи границ, как показано на рисунке 4, все по-другому.

Единицы формулы закона Дарси Это гибридная система, состоящая из различных метрических, английских и нефтепромысловых единиц. Он использует миллидарси (md) для проницаемости. Другие размеры и единицы в этой системе следующие:

• q _o = расход нефти в резервуаре (STB/день или баррелей в резервуаре в день)
• q _г = расход газа (стандартные кубические футы в сутки или стандартные кубические футы в сутки)
• μ _o = вязкость (сП или сантипуаз)
• B _o = объемный коэффициент пласта (баррели RES/STB, или баррели резервуара к баррелям складского резервуара)
• p _R = пластовое давление (psi)
• p _wf = забойное давление (psi)
• k = проницаемость (мД)
• h = толщина продуктивного пласта (футы)
• r _w = радиус ствола скважины (футы)
• r _e = радиус дренажа (футы)

Формулы в следующем разделе приведены в практических полевых единицах.

Ограниченный вход в ствол скважины (скин-эффект)[править]

Рисунок 5  Скин-эффект.

Фактическое распределение давления в большинстве случаев отличается от идеального распределения давления, полученного для идеальной модели. Следующее дополнительное падение давления в стволе скважины возникает в результате околоскважинных явлений (Рисунок 5):

Δpskin = pwf (идеальный) − pwf (фактический) {\ displaystyle \ Delta p _ {\ rm {skin}} = p _ {\ rm {wf (идеальный)}} -p _ {\ rm {wf (фактический)} }}

Наиболее важными явлениями обычно являются конвергенция потока из-за ограниченного проникновения в продуктивную зону (частичное проникновение), нарушение проницаемости вблизи ствола скважины (повреждение пласта) и ограничение потока в перфорационных отверстиях.

Удобно выразить Δ p _кожи в виде безразмерной величины s , называемой скин-фактором, которая линейно пропорциональна Δ p _кожи :

Δpskin = 141,2qoμoBokhs {\ displaystyle \ Delta p _ {\ rm {skin}} = {\ frac {141,2q _ {\ rm {o}} \ mu _ {\ rm {o}} B _ {\ rm {o }}}{kh}}s}

Скин-фактор может быть определен из интерпретации ГДИС и может быть легко преобразован в фактический Δ p _скин или P _wf(actual)*

Теоретическая зависимость давление-дебит (IPR)[править]

Закон Дарси, примененный к модели идеальной скважины, дает уравнение IPR, выраженное в терминах параметров резервуара. {0,5}}

, где A — площадь дренирования скважины в квадратных футах, а радиус — в футах. Если площадь дренажа указана в акрах, ее необходимо преобразовать в квадратные футы, используя соотношение 1 акр = 43 560 футов ² .

Расширение модели идеальной скважины[править]

Теоретически полученные уравнения IPR могут быть расширены для включения добычи газа и насыщенной нефти. Для газовых резервуаров низкого давления (менее 2000 фунтов на квадратный дюйм) используется следующее уравнение:
9{2})}{T\mu _{\rm {g}}Z[\ln(r _{\rm {e}}/r _{\rm {w}})-0,75+s]}}}

где

• q _g = расход газа (стандартные кубические футы/день)
• T = температура (R° = F° + 460)
• Z = коэффициент сжимаемости газа
• μ _г = вязкость газа (сП)

Все остальные параметры имеют те же единицы измерения, что и уравнения потока нефти. Существуют строгие методы, используемые для выражения IPR газовых скважин при пластовом давлении выше 2000 фунтов на квадратный дюйм. Однако уравнение низкого давления подходит для большинства расчетов производительности скважины.
9{2})}

где срок к _ро /мк _o Б _o оценивается при среднем пластовом давлении, 9, Р _р

условия насыщения.

При использовании этих уравнений следует помнить о двух практических соображениях. Во-первых, в зависимости от размещения скважин значение ln ( r _e / r _w ) находится в диапазоне от 6,5 до 8. Значение 7 является хорошим приближением в большинстве расчетов производительности. Во-вторых, скин-фактор s положителен, когда вход в ствол скважины ограничен скин-эффектом. Отрицательно, если продуктивность лучше, чем предсказывает идеальная радиальная модель (например, в скважинах с стимуляцией или ГРП).

IPR, полученный на основе моделирования коллектора пластовых параметров. Формула, приведенная в нормализованном виде, имеет вид

qoqmax = 1−0,2 (pwfpR) −0,8 (pwfpR) 2 {\ displaystyle {\ frac {q _ {\ rm {o}}} {q _ {\ rm {max}}}} = 1-0,2 \ left ({\ frac {p _ {\ rm {wf}}} {p _ {\ rm {R}}}} \ right) -0,8 \ left ({\ frac {p _ {\ rm {wf}}} {p _ {\ пм {R}}}}\вправо)^{2}}

Эта формула полезна для низкодебитных нефтяных скважин. Он завышает продуктивность высокодебитных скважин (производящих более 2000 баррелей в сутки).

Пример:

Скважина в резервуаре с растворенным газом имеет пластовое давление 4000 фунтов на квадратный дюйм. Одна контрольная точка равна q _o = 200 STB/день с p _wf = 3220 фунтов/кв. Подстановка данных в уравнение IPR и решение для q _max дает
9{2}}}=624{\mbox{ STP/день}}}

Подстановка рассчитанного q _max и заданного p _R в уравнение вычисляет баллы по IPR следующим образом:

Влияние истощения на формулы ПИС

Истощение обычно приводит к ухудшению IPR (рис. 6). Эти изменения можно предсказать количественно, рассчитав изменения характеристических констант: j , c , q _ax A и B . Показатель степени n не меняется при истощении. Если индекс p обозначает текущее состояние истощения, а нижний индекс f — будущее состояние, настоящий и будущий характерные факторы связаны следующим образом:

Для резервуаров с недонасыщенной нефтью:

JfJp = (μoBo) p (μoBo) f {\ displaystyle {\ frac {J _ {\ rm {f}}} {J _ {\ rm {p}}}} = {\ frac {(\ mu _ { \ rm {o}} B _ {\ rm {o}}) _ {\ rm {p}}} {(\ mu _ {\ rm {o}} B _ {\ rm {o}}) _ {\ rm { f}}}}}

Газовые резервуары низкого давления:

cf = cpandnf = np {\ displaystyle c _ {\ rm {f}} = c _ {\ rm {p}} \ quad {\ mbox {and}} \ quad n _ {\ rm {f}} = n_ { \гт {р}}} 9{n}}

, где

qo max=480 STB/день{\displaystyle q_{\rm {o\ max}}=480{\mbox{STB/день}}}

pR = 4000 фунтов на квадратный дюйм {\ displaystyle p _ {\ rm {R}} = 4000 {\ mbox { фунтов на квадратный дюйм}}}

n=0,8{\displaystyle n=0,8}

Дополнительные данные о резервуаре:

9{0. 8}}

Влияние стимуляции и повреждения на уравнения ПИС[править]

Рисунок 7  Влияние стимуляции на ПИС.

Интенсификация скважины и снижение ее скин-фактора улучшают IPR скважины (Рисунок 7). Используя нижний индекс 1 для обозначения состояния до стимуляции или до обслуживания и нижний индекс 2 для обозначения нового состояния после лечения, мы видим, что характеристические параметры в уравнении IPR изменяются с изменением скин-фактора следующим образом:

Залежи недонасыщенной нефти 9{2n-1}}

, где n ₁ = n ₂ = n .

См. также[править]

• Повышение нефтеотдачи
• Механизмы привода и восстановления
• Моделирование коллектора для целей моделирования
• Оценка запасов
• Заводнение
• Проведение исследования моделирования пласта: обзор
• Введение в методы разработки месторождений
• Свойства нефтяного пластового флюида

Ссылки изд.

• ← Previous
• Next →