Фильтрация двухфазной жидкости

Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140⋅10⁵ Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).

Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины:

· R_k=200 м;

· r_c = 0,124 м;

· при перфорации для 10 отверстий на 1 м – c₁ = c = 10.

Свойства нефти и газа при р_нас: μ_н = 1,5 мПа⋅с; μ_г = 0,016 мПа⋅с, ω_н = 1,25 и ρ_н^дег = 0,85 г/см³.

Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 − Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы

Режим	Qж, т/сут	Qн, т/сут	Газовый фактор	Давление, Па
м3/т	м3/м3	pпл	pзаб
	20,0	17,1			81⋅105	71,5⋅105
	26,0	21,9			81⋅105	69,0⋅105
	32,0	28,7			81⋅105	65,8⋅105
	38,1	32,1			81⋅105	60,7⋅105

Значения произведения (μ_нω_н) при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в таблице 6.2.

Таблица 6.2 − Значения (μ_нω_н) при различных режимах работы скважины

Наименование	Режим
Средние давления (pпл+pзаб)/2, Па	76,2⋅105	75,0⋅105	73,4⋅105	70,8⋅105
Произведение (μнωн), мПа⋅c	2,29	2,31	2,32	2,34

В рассматриваемом случае:

Следовательно, для расчетов ΔН необходимо использовать первые зависимости Н(р) «Таблицы 2.2 — Аналитические формулы зависимости H*(p*) для несцементированных песков» для α = 0,005. Из вспомогательного графика на рис. 6.2 вытекает, что все точки в координатах Г(р) располагаются в области р*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле (2.38) при а = 0,375.

Подготовка данных для построения индикаторной кривой в координатах Q_ж→ΔН проводится в таблице 6.3.

Рис. 6.2. Вспомогательный график для упрощения расчетов ΔH(Δp) при α = 0,005.

Таблица 6.3 − Расчет ΔH(Δp) и перевод Q_н в л/с в поверхностных условиях

Режимы	Δp, Па	, Па⋅с	aΔp	, с-1	Qн, т/сут	, л/с	Qв, л/с	Qж= Qн+Qв, л/с
	9,5⋅105	2,29⋅10-3	3,56⋅105	1,54⋅108	17,1	23,4⋅10-5	3,36⋅10-5	26,76⋅10-5
	12,0⋅105	2,31⋅10-3	4,50⋅105	1,95⋅108	21,9	29,9⋅10-5	4,8⋅10-5	34,70⋅10-5
	15,2⋅105	2,32⋅10-3	5,70⋅105	2,46⋅108	28,7	38,4⋅10-5	3,82⋅10-5	42,22⋅10-5
	20,3⋅105	2,34⋅10-3	7,62⋅105	3,26⋅108	32,1	43,7⋅10-5	6,94⋅10-5	50,64⋅10-5

По данным таблицы 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Q_ж, ΔH (рис. 6.3).

Рис. 6.3. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Q_ж, ΔH.

По прямолинейному участку кривой определен коэффициент

Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (2.41):

Определение параметров пласта в многослойной системе

По скважине, эксплуатирующей одновременно три пропластка на трех режимах работы, с помощью глубинного манометра замерены забойные давления и с помощью глубинного дебитомера — величины дебитов по каждому из пропластков. Данные приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 – Данные по скважине, эксплуатирующей одновременно три пропластка

Режимы	pзаб, кгс/см2	Дебиты нефти, т/сут
q1	q2	q3	q4
		22,4	6,0	61,5	89,9
		34,9	9,7	71,4	116,0
		44,0	13,3	78,0	135,3

На рис. 6.4 нанесены индикаторные линии для трех пропластков (I, II, III) и общая индикаторная линия (IV) по скважине.

Рис. 6.4. Индикаторные линии по скважине с тремя пропластками в разрезе пласта и общая индикаторная линия по скважине

В соответствии с формулой (4.1) коэффициенты продуктивности по пропласткам и по скважине равны: η_I = 4,39; η_II = 1,50; η_III = 3,58 и η_скв = 9,47 м³/(сут⋅кгс/см²), а величины пластовых давлений p_плI = 158, p_плII = 157; p_плIII = 170 и p_пл = 162 кгс/см².

Примеры обработки результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления