Содержание
- 2. Программа курса «Разработка месторождений» (28.04-30.04.2003г.)
- 3. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СКВАЖИН
- 4. qo – дебит нефти (м3/сут K – проницаемость (мД) – (эффективная проницаемость нефти) h – эффективная
- 5. 18.41 – пересчетный коэффициент 1/18.41 = 0.054318305 2 * π {3.141593} * * 10-3 {перевод_проницаемости_из_мкм2_в_мД} /
- 6. Закон Дарси является одним из самых главных уравнений в разработке месторождений. Пример : Определение дебита скважины
- 8. Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние величины Kh: Уменьшение в два раза значения
- 9. Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние депрессии (Pr - Pwf): Изменение в четыре
- 10. Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние радиуса контура питания (re): Уменьшение в два
- 11. Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние вязкости нефти (μo): Увеличение в два раза
- 12. Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние скин эффекта (S): Увеличение скин эффекта с
- 13. Индикаторная кривая (IPR) Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая / IPR), основанное на законе Дарси,
- 14. Коэффициент продуктивности (PI) Коэффициент продуктивности (PI) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой (IPR). Используя коэффициент продуктивности
- 15. Пример : Построение индикаторной кривой (IPR). Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max). Построить индикаторную кривую (IPR).
- 16. Решение примера : Построение индикаторной кривой (IPR). 1) 2) 3)
- 17. Упражнение : Расчет Дарси, PI, IPR. Скважина работает со следующими параметрами: qo=64 м3/сут qw=0 м3/сут Pwf=103
- 18. Многофазный поток: метод Вогеля Когда давление падает ниже давления насыщения, из жидкости выделяется газ. Давление, при
- 19. Вогель смоделировал производительность огромного количества скважин с пластовым давлением ниже давления насыщения (Pb), и построил график
- 20. Отношение Вогеля для притока, пластовое давление ниже давления насыщения, P Для сравнения, индикаторная кривая в виде
- 21. Многофазный поток: метод Vogel, пластовое давление ниже давления насыщения Процедура: 1) Значения P, Pwf и qo
- 22. Композитная кривая Дарси/Вогеля Когда P выше Pb, мы можем получить и поведение Дарси и поведение Вогеля
- 23. Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше или равно давлению насыщения 1. 2. qmax 0 0
- 24. Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление ниже давления насыщения
- 25. Пример : Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше давления насыщения. Скважина работает со следующими параметрами:
- 26. Решение примера : Построение индикаторной кривой Вогеля. PI = 0.66 qb = 66 м3/сут qo при
- 27. Упражнение : Построение индикаторной кривой Вогеля. Скважина работает со следующими параметрами: Qo = 80 м3/сут qw
- 28. Корреляция Стендинга Стэндинг скорректировал индикаторную кривую Вогеля для учета Скин эффекта и вывел концепцию фактора эффективности
- 29. Корреляция Стендинга
- 30. Корреляция Стендинга
- 31. Индикаторные кривые Вогеля-Стендинга для различных значений ФЭП (FE)
- 32. Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
- 33. Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
- 34. Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
- 35. Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
- 36. Многофазный поток: метод Фетковича Закон Дарси: (постоянный радиальный поток) Феткович Ниже давления насыщения Выше давления насыщения
- 38. Индикаторная кривая по Фетковичу
- 41. Формула Дюпюи для совершенной нефтяной скважины . Разделяя переменные и интегрируя , получим: , Тогда С
- 42. Формула Дюпюи для поверхностных условий Удобнее пользоваться средним давлением в пласте. При этом формула Дарси примет
- 43. Формула Дюпюи для несовершенных скважин . S – скин - фактор
- 44. Формула Дюпюи для газовых скважин Закон Дарси: Перевод скорости в дебит : Перевод дебита из пластовых
- 45. Формула Дюпюи для газовой скважины при низком давлении (P - Для низких давлений (P Pe Pw
- 46. Формула Дюпюи для газовой скважины при высоких давлениях(Р>170 атм)
- 47. Формула Дюпюи для газовой скважины в рамках псевдодавления
- 48. Оценка дебита газовой скважины Эмпирическая форма - определение C и n по данным добычи Рассчитанная форма
- 49. Скин - фактор
- 50. Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
- 51. Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. Буровой
- 52. Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить отверстия перфораций. Закачиваемая
- 53. Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом
- 54. Модель скин-эффекта h rw kd kr rd P’wf Pwf Pr S > 0 Cкин-фактор – безрамерная
- 55. Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Pskin = 0.87 m St =
- 56. St – суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: St = Sd + Sp
- 57. Скин-фактор и свойства призабойной зоны kr – проницаемость коллектора kd – проницаемость измененной зоны rd –
- 58. Эффективный радиус скважины Если проницаемость в зоне изменения kd намного выше, чем проницаемость пласта kr, то
- 59. Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии rwd = rе , где rwd - эффективный
- 60. Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи КВКЗ на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной
- 61. Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного
- 62. Геометрические скин-факторы Когда скважина входит под углом более, чем 90о, в контакте с пластом находится больший
- 63. Геометрические скин-факторы В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. Ss
- 64. Скин-фактор и порванные пласты rwd - эффективный радиус xf - полудлина трещины
- 65. Вычисление скин - фактора
- 66. Упражнение: расчет скин - фактора В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила проницаемость
- 67. Пример диапазона значений скина Нелинейная шкала 300 Наибольшиие повреждения 200 100 Гравийная упаковка 50 10 0
- 68. Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте
- 69. Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь Флюид Смеситель
- 70. Причины проведения ГРП Увеличение добычи Запасы: Ускорить извлечение Новый пласт: Извлекать запасы, добыча которых ранее считалась
- 71. Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП
- 72. Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП
- 73. Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП
- 74. Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный
- 75. Скин – фактор после ГРП Создается давление в пласте, вызывающее образование трещины Проппант или кислота закачиваются
- 76. Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России Время наступления псевдоустановившегося режима
- 77. Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России
- 78. Расчет скин-фактора
- 79. Упражнение : расчет скин - фактора 1. Даны параметры ГРП: Проницаемость проппанта kf = 430 Д
- 80. Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, к Требуются глубоко проникающие (длинные) трещины Кислотные или расклинивающие
- 81. Увеличение добычи после ГРП для различных длин трещин
- 82. Выводы из статьи «Большие дебиты после эффективного ГРП в России» (Джо Мак - ЮКОС, Дон Уолкотт
- 83. Остаточный скин, создаваемый в результате проведения ГРП, рассчитывается путем определения pD по типовым кривым в момент
- 84. Корреляция Пратса Из графика по вычисленному значению FCD находим отношение Находим скин - фактор
- 85. Корреляция Пратса
- 86. Влияние контура питания на значения минимально возможного скина
- 87. Форм-факторы Радиальный пласт Каково уравнение для нерадиального пласта?
- 88. Форм-факторы форм-фактор по Диетцу
- 89. Форм-факторы форм-фактор по Одеху
- 90. Форм-факторы Скин, вызванный формой пласта и расположением скважины по Феткович-Вьеноту
- 91. Отношения форм-факторов
- 92. Форм-факторы 3 4 1 1/3 60° CA tDA 31.6200 0.100 31.6000 0.100 27.6000 0.200 27.100 0.200
- 93. Упражнение Скважину пробурили ближе к точке пересечения 2-х разломов, чем к центру пласта. Рисунок показывает расположение
- 94. Порядок расчета форм - фактора Находим СА,Оd, соответствующее геометрии контура питания. Вычисляем скин форм – фактора
- 95. ПРОНИЦАЕМОСТЬ
- 96. ПРОНИЦАЕМОСТЬ - способность породы пласта пропускать флюид Абсолютная проницаемость – проницаемость породы, заполненной одним флюидом (водой
- 97. Источники данных о проницаемости : Лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближенных
- 98. Лабораторные методы определения проницаемости Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через керн. Для оценки проницаемости пользуются
- 99. Для определения АБСОЛЮТНОЙ проницаемости через экстрагированный (в породе отсутствуют связанные флюиды) керн фильтруется жидкость, инертная к
- 100. Для определения ЭФФЕКТИВНОЙ проницаемости через керн совместно фильтруются нефть и вода. Определение эффективных проницаемостей проводится на
- 101. Эффективная проницаемость для каждой отдельной фазы, и сумма эффективных проницаемостей меньше, чем абсолютная проницаемость. Пример :
- 102. Относительная проницаемость указывает на способность нефти и воды одновременно течь в пористой среде. Значения относительных проницаемостей
- 103. Для чего нужна относительная проницаемость? Пример : Исходные данные по скважинам одного месторождения: Скважина №1 Скважина
- 104. Для чего нужна относительная проницаемость? Решение примера : Приведем ось проницаемости графиков по скважинам №1 и
- 105. Для чего нужна относительная проницаемость? Использование относительной проницаемости позволяет унифицировать зависимости эффективной проницаемости от водонасыщенности, путем
- 106. Поскольку эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения, относительная проницаемость также является функцией флюидонасыщенности. Кривые относительной проницаемости (Киняминское
- 107. Стандарт по проницаемости (FDP, НК «ЮКОС») В расчетах используется эффективная проницаемость (не абсолютная) Относительная нефтепроницаемость в
- 109. Скачать презентацию