Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Индикаторная кривая нефть


Индикаторная кривая - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная кривая

Cтраница 1

Индикаторные кривые при фильтрации сухого газа через высушенный до постоянного веса керн сним.  [1]

Индикаторные кривые обычно строят по результатам исследования скважины и в процессе эксплуатации наблюдают за их изменением.  [2]

Индикаторные кривые при наличии в пористой среде неподвижной гидратной фазы были сняты при равновесных условиях, так как после зарождения центров кристаллизации влияние пористой среды на условия образования и разложения гидратов не наблюдается.  [3]

Индикаторные кривые прямого и обратного ходов ( рис. 49) получились вогнутыми к оси расходов, что свидетельствует о воз - никновении и развитии в пласте трещин в процессе закачки воды. Несовпадение индикаторных кривых прямого и обратного ходов объясняется набуханием глинистого материала под действием закачиваемой воды. Как показали лабораторные исследования, глины хадумского горизонта наиболее интенсивно набухают и размокают в первые часы соприкосновения с пресной водой. В дальнейшем скорость набухания замедляется.  [5]

Индикаторная кривая, подобная случаю с выносом жидкости, может также иметь место, если забсйные давления вычисляются по давлению на головке скважины при установке манометра на буфере елки. Величина измеряемого давления может б [ ггь завышена за счет влияния скоростного напора, так как приемное отверстие манометра будет расположено вдоль оси потока.  [6]

Индикаторная кривая в этом ел у1 ае может быть даже вогнутой к оси дебитов. Для получения правильной характеристики недостаточно иметь только качественную оценку характера примеси при помощи породоуловителя, а с целью правильного установления технологического режима работы скважин необходимо знать точное количество твердых и жидких примесей при различных режимах работы скважины. Для этого необходимо при исследовании скважин применять передвижные сепарационные установки, при помощи которых, кроме того, можно определять необходимое количество сепараторов для осуществления нормальной эксплуатации скважин.  [7]

Индикаторная кривая / на рис. 2.3 - 4 характеризует приток жидкости из пласта. Рассмотрим различные дебиты нефти qH и отложим забойные давления, относящиеся к каждому из них, на оси абсцисс. Допустим, что длина подъемлой колонны равна L, а газовый фактор RO постоянный и не зависит от дебита. При различных давлениях у башмака подъемных труб с помощью кривых изменения градиента давления можно построить кривые, приведенные на рис. 2.3 - 4, а, каждая из которых характеризует изменение давления в зависимости от высоты подъема жидкости в колонне насосно-компрессорных. В точке пересечения L 0 при данном рпр получают давление на устье скважины ру.  [8]

Индикаторные кривые в данном случае выражены прямыми, так как было принято, что показатель п уравнения производительности равен единице. Яо, которые характеризуют пропускную способность подъемной колонны труб для жидкости.  [10]

Индикаторная кривая, подобная соответствующей выносу жидкости, возможна, если забойные давления вычисляются по давлению на головке скважины при установке манометра на буфере елки.  [11]

Индикаторная кривая в этом случае, так же как и при недо-восстановленном пластовом давлении, пересекает ось абсцисс.  [12]

Индикаторная кривая, полученная по результатам двухточечного исследования.  [13]

Индикаторные кривые а и в рис. 17 построены по величинам рпл, снятым с КВД, а кривая б-по величине рпл, определенной с помощью кривых изменения давления после остановки скважины и после подлива в нее жидкости.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Нефть, Газ и Энергетика: Способы обработки индикаторной кривой

 

Уравнение притока. Уравнение притока газа к забою скважины

,                (3.1)

характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы (рисунок 15, кривая 1), называемой индикаторной кривой.

В уравнении (3.1):  и  — пластовое и забойное давления;  и  — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины;  — дебит газа в тыс.м3/сут (при атмосферном давлении и ).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

;                    (3.2)

 

,                         (3.3)

где  — коэффициент макрошероховатости породы;  -  —коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру  и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока;  — приведённый радиус влияния скважины

;                                             (3.4)

 — среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин;  — дебит скважины;  — cуммарный дебит соседних скважин.

 

www.tehnik.top

Презентация на тему: Пример 2: Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние депрессии (Pr

данные по скважине

 

 

 

K*h

 

Kh

 

100

 

 

100

 

100

 

 

 

 

пластовое давление (атм)

 

Pr

 

250

 

 

250

 

250

забойное давление (атм)

 

Pwf

 

50

 

 

100

 

200

радиус дренирования (м)

 

re

 

500

 

 

500

 

500

радиус скважины (м)

 

rw

 

0,108

 

 

0,108

 

0,108

вязкость нефти (сПз)

 

 

 

1,01

 

 

1,01

 

1,01

объёмный к-т(м3/м3)

 

Bo

 

1,228

 

 

1,228

 

1,228

Скин

 

S

 

0

 

 

0

 

0

дебит нефти (м3/сут)

 

qo

 

114

 

 

85

 

28

 

 

 

 

 

изменение дебита %

 

 

 

 

 

 

-25

 

-75

Закон Дарси связывает дебит с депрессией и применяется при

принятии решений по стимуляции (оптимизации)

 

скважин. С увеличением депрессии (уменьшением

 

забойного давления Pwf) дебит уменьшается.

31

Пример 2: Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

Влияние радиуса контура питания (re):

данные по скважине

 

 

 

 

K*h

 

Kh

 

100

 

100

 

100

 

 

 

 

пластовое давление (атм)

 

Pr

 

250

 

250

 

250

забойное давление (атм)

 

Pwf

 

50

 

50

 

50

радиус дренирования (м)

 

re

 

500

 

350

 

250

радиус скважины (м)

 

rw

 

0,108

 

0,108

 

0,108

вязкость нефти (сПз)

 

 

 

1,01

 

1,01

 

1,01

объёмный к-т(м3/м3)

 

Bo

 

1,228

 

1,228

 

1,228

Скин

 

S

 

0

 

0

 

0

дебит нефти (м3/сут)

 

qo

 

114

 

120

 

125

 

 

 

 

изменение дебита %

 

 

 

 

 

5

 

10

Уменьшение в два раза радиуса дренирования (re) увеличивает дебит всего на 10%. Т.е. радиус (площадь) контура питания не оказывает

большого влияния на дебит.

32

Пример 2: Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

Влияние вязкости нефти ( o):

данные по скважине

 

 

 

 

K*h

 

Kh

 

100

 

100

 

100

 

 

 

 

пластовое давление (атм)

 

Pr

 

250

 

250

 

250

забойное давление (атм)

 

Pwf

 

50

 

50

 

50

радиус дренирования (м)

 

re

 

500

 

500

 

500

радиус скважины (м)

 

rw

 

0,108

 

0,108

 

0,108

вязкость нефти (сПз)

 

 

 

1,01

 

1,515

 

2,02

объёмный к-т(м3/м3)

 

Bo

 

1,228

 

1,228

 

1,228

Скин

 

S

 

0

 

0

 

0

дебит нефти (м3/сут)

 

qo

 

114

 

76

 

57

 

 

 

 

изменение дебита %

 

 

 

 

 

-33

 

-50

Увеличение в два раза значения вязкости ( o) снижает дебит

на 50%.

33

 

Пример 2: Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

Влияние скин эффекта (S):

данные по скважине

 

 

 

K*h

 

Kh

 

100

 

 

100

 

100

 

 

 

 

пластовое давление (атм)

 

Pr

 

250

 

 

250

 

250

забойное давление (атм)

 

Pwf

 

50

 

 

50

 

50

радиус дренирования (м)

 

re

 

500

 

 

500

 

500

радиус скважины (м)

 

rw

 

0,108

 

 

0,108

 

0,108

вязкость нефти (сПз)

 

 

 

1,01

 

 

1,01

 

1,01

объёмный к-т(м3/м3)

 

Bo

 

1,228

 

 

1,228

 

1,228

Скин

 

S

 

0

 

 

10

 

-4,5

дебит нефти (м3/сут)

 

qo

 

114

 

 

50

 

275

 

 

 

 

 

изменение дебита %

 

 

 

 

 

 

-57

 

141

Увеличение скин эффекта с 0 до 10 приводит к снижению дебита примерно в два раза, снижение скина с 0 до –4,5(ГРП) увеличивает дебит на 141%(при данных условиях).34

Индикаторная кривая

Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая / IPR), основанное на законе Дарси, является прямой линией (для нефтяной скважины).

 

P5r

 

 

Индикаторная кривая (IPR)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

давление)

4

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

Наклон

= коэфф. продуктивности (PI)

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(забойное

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pwf

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

 

 

 

 

 

 

q (дебит)

 

 

 

 

qmax

(IPR – InflowPerformanceRelationship)

IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (Pr) и атмосферным давлением (Pатм). Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины (qmax). Дебит при забойном давлении, равном среднему

пластовому давлению, равен нулю.

35

Коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности (кПРОД, PI) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой (IPR).

PIoil

 

 

 

 

qo

 

 

 

 

Kh

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P

r

 

Pwf

 

 

re

 

 

 

 

 

 

 

18.41 0 B0

 

0.75 S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

w

 

Используя коэффициент продуктивности можно рассчитать дебит.

qoilPIoilPr Pwf

(PI – ProductivityIndex)

36

Пример 3: Построение индикаторной кривой (IPR).

1)Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max).

2)Построить индикаторную кривую (IPR).

3)Определить коэффициент продуктивности (PI).

данные по скважине

 

 

K*h

 

Kh

 

 

100

 

 

 

 

пластовое давление (атм)

 

Pr

 

 

250

 

радиус дренирования (м)

 

re

 

 

500

 

радиус скважины (м)

 

rw

 

 

0,108

 

вязкость нефти (сПз)

 

 

 

 

1

 

объёмный к-т(м3/м3)

 

Bo

 

 

1,228

 

Скин

 

S

 

 

0

37

 

 

 

 

 

 

Упражнение 1: Закон Дарси, индикаторная кривая.

Скважина работает со следующими параметрами:

Qo = 64 м3/сут

qw = 0 м3/сут

Pwf = 103 атм

Pr = 200 атм

 

=1.36 сПз

Bo=1.2 м3/м3

re =500 м

rw =0.108 м

S=0

Данная скважина рассматривается как кандидат на снижение забойного давления и проведение ГРП.

По скважине нужно : 1) Рассчитать Kh

2) Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max)

3) Построить индикаторную кривую (IPR)

4) Определить коэффициент продуктивности (PI)

5) Рассчитать потенциальный дебит при забойном давлении 50 атм, до проведения ГРП при S=0

6) Рассчитать потенциальный дебит при забойном давлении 50 атм,

после проведения ГРП при S= - 4.8

39

Многофазный поток: поправка Вогеля (Vogel)

Когда давление падает ниже давления насыщения, из нефти выделяется газ.

Давление, при котором выделяется первый пузырек газа, называется давлением насыщения (Pb).

P > Pb

P = Pb

P < Pb

 

ГАЗ

ГАЗ ГАЗ ГАЗ ГАЗ

НЕФТЬ НЕФТЬ НЕФТЬ

40

studfiles.net

Индикаторная кривая - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Индикаторная кривая

Cтраница 3

Индикаторные кривые дебит - депрессия, снимаемые при установившемся режиме, являются важнейшим документом, характеризующим скважину и призабойную зону пласта.  [31]

Индикаторные кривые ( рис. 44) показывают четкое разга-зирование при давлении 8 9 МПа. Однако следует помнить, что газ в пористой среде будет действовать на расход после достижения некоторой критической насыщенности, поэтому необходим на некоторое время и перепад давлений для воздействия газа на искривление индикаторных кривых.  [32]

Индикаторная кривая, построенная в координатах Ар2, / ( О), будет состоять из двух участков, соединенных точкой перегиба.  [33]

Индикаторные кривые описываются уравнением Q / ( ( p - - рзаб), где п - показатель степени; К.  [35]

Индикаторные кривые, полученные при исследовании газовых скважин, вскрывших несколько газоносных пластов с одинаковыми пластовыми давлениями, по форме не отличаются от обычных индикаторных кривых, т.е. имеют вид параболы.  [36]

Индикаторная кривая, полученная по результатам двухточечного исследования.  [37]

Индикаторная кривая в этом случае может быть даже вогнутой к оси дебитов. Для получения правильной характеристики недостаточно иметь только качественную оценку характера примеси при помощи нородоуловнтеля, а с целью правильного установления технологического режима работы скважин необходимо знать точное количество твердых и жидких примесей при различных режимах работы скважины. Для этого необходимо при исследовании скважин применять передвижные сенарационпые установки, при помощи которых, кроме того, можно определять необходимое количество сепараторов для осуществления нормальной эксплуатации скважин.  [38]

Индикаторные кривые, изображенные на рис. 3, а характеризуют совместную работу двух пластов с различными пластовыми давлениями. При этом начальный участок индикаторной кривой имеет резкую выпуклость от оси дебитов, а конечный - - к оси дебитрв. Зависимость Ap / Q от О представляет собой кривую, имеющую выпуклость к оси дебитов. Такие кривые обычно получаются, когда давление пласта, имеющего более низкую продуктивную характеристику, выше давления второго пласта с более высокой продуктивной характеристикой.  [39]

Индикаторные кривые для различных законов фильтрации имеют качественно разный характер.  [40]

Практически индикаторные кривые, подобные кривым, как на рис. 10, могут быть получены при исследовании скважины без предварительной продувки или после продолжительной остановки. Заметим также, что при измерении давления на устье следует учитывать скопление жидкости в стволе скважины. В случае работы гк чжины, например на дебите Q, перед исследованием будет получена дько часть пучка индикаторных кривых.  [42]

Индикаторные кривые II и III типов указывают на снижение роли трещинной составляющей в фильтрационном процессе. Начинает проявляться вклад блоковой ( Б) пустотности в дебит нефти.  [43]

Индикаторная кривая скважины обычно изменяется в процессе эксплуатации скважины и это изменение возможно предвидеть, используя данные разработки пласта. Решая задачи, описанные выше, для различных периодов разработки, каждый из которых характеризуется своей индикаторной кривой, можно получить также изменение во времени и для эксплуатационных параметров.  [44]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Влияние различных факторов на форму индикаторной кривой

Причины нарушения вида индикаторной кривой (ИК). Иногда получаемая зависимость отличается от двухчленной. Испытания в таких случаях необходимо повторить и если это невозможно, то следует использовать приближённые методы обработки результатов исследования.

Если изменения , ,  от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.

Исходя из изложенного, при обработке индикаторных кривых следует обратить внимание на:

  • наличие в разрезе пропластков с различными пластовыми давлениями;
  • загрязнение призабойной зоны и возможное очищение этой зоны по мере роста депрессии;
  • возможность выпадения и накопления в призабойной зоне конденсата;
  • возможность образования песчаной или жидкой пробки;
  • величины давления и депрессии на пласт, способные существенно изменить свойства газа на различных режимах;
  • степень восстановления давления между режимами и стабилизации давления и дебита на режимах;
  • возможность образования конуса воды или нефти из нефтяной оторочки;
  • возможность образования гидратов.

 

www.tehnik.top

Построение - индикаторная кривая - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Построение - индикаторная кривая

Cтраница 2

Исследуют зависимость дебита от депрессии на забое для построения индикаторной кривой и определения коэффициента продуктивности.  [16]

АСПО, необходим учет неньютоновских свойств пластовых флюидов при построении прогнозной индикаторной кривой, т.е. учет зависимости вязкости нефти от градиента давления.  [17]

Таким способом по приведенным выше номограммам определяют исходные данные для построения индикаторных кривых.  [19]

Для оперативной работы при эксплуатации фонтанных скважин наибольшее значение имеет построение индикаторных кривых притока. Для их построения необходимо знать забойные давления и соответствующие им дебиты жидкости и газа.  [20]

Значения их, используемые для обработки результатов испытаний с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.  [21]

Необходимо отметить, что такое изменение режима работы скважины при построении индикаторных кривых целесообразно осуществлять не только в пробкообразу-ющих скважинах, но и в непробкообразующих. Опыт показывает, что при регулировании отбора жидкости вентилями затрачивается в несколько раз меньше труда и времени по сравнению с регулированием при помощи изменения параметров откачки. Кроме того, отбор жидкости при помощи эхолота может регулироваться операторами по исследованию скважин без необходимости привлечения операторов по добыче нефти.  [22]

Определение уровней жидкости в скважине используется для различных задач, например, для построения индикаторных кривых.  [23]

Например замеры пластового давления в скважине и забойных давлений для различных отборов жидкости могут быть использованы для построения индикаторной кривой лишь при условии, что они произведены в течение времени, за которое не изменилось пластовое давление.  [24]

С появлением разновременного метода исследований скважин была разработана и методика пересчета данных обычных испытаний методом противодавления для построения изохронных индикаторных кривых [ XI. Первая точка, снятая в процессе исследования по методу противодавления, является в то же время соответствующей точкой и изохронной индикаторной кривой данной скважины.  [26]

Кроме того, в пробкообразующих скважинах часто практически невозможно осуществить отбор жидкости в широком диапазоне, достаточном для построения качественной индикаторной кривой. Поэтому определение положения статического уровня при помощи этой кривой связано с ее экстраполяцией далеко за пределы прямых измерений, что ставит под сомнение достоверность получаемых результатов.  [27]

В период исследований непосредственно на скважине проводят первичную обработку результатов, заключающуюся в расчетах дебитов и давлений и построении индикаторных кривых. С целью обеспечения и более точного обеспечения и более точного определения периода стабилизации давления на каждом режиме следует строить графики, характеризующие изменение во времени давлений на буфере, в затрубье и дебита.  [28]

Режимы работы скважин меняют так, чтобы дебиты их отличались в среднем на 20 %, так как с увеличением интервалов изменения дебитов возрастает точность построения индикаторной кривой.  [29]

О величинах давления, при котором образуются трещины в пласте каждого месторождения или даже отдельных участков его, лучше всего судить по данным оценочных опытов гидрораз-рьгва с построением полной индикаторной кривой.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Влияние стабилизации забойного давления и дебитов на форму индикаторной кривой

Описание процесса не полной стабилизации и изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. При испытании скважины, вскрывшей низкопроницаемые пласты, несоблюдение условий по полной стабилизации ,  и  на отдельных режимах и восстановлению давления между режимами приводит к нарушению достижения контура питания на каждом режиме. В результате на каждом режиме в формуле притока вместо  имеют место переменные радиусы  и коэффициенты  и  при прочих равных условиях на отдельных режимах становятся переменными.

Изменение вида индикаторной кривой. Индикаторная кривая имеет выпуклость к оси  (рисунок 18, кривая 2). Следует отметить, что данная выпуклость значительна только при большом изменении (на два порядка) радиуса зоны дренирования на первом и последнем режимах исследования. Различие в радиусах дренирования на разных режимах практически мало влияет на коэффициент , а более существенное влияние оказывает на коэффициент .

Время полной стабилизации.

,              (3.14)

где  — время, необходимое для полной стабилизации давления, с;  — радиус контура питания, м;  — газонасыщенность;  — пористость;  — динамическая вязкость, мПа.с;  — пластовое давление, МПа;  — проницаемость, мкм2.

 

www.tehnik.top