Система газодинамических исследований для массовой обработки данных
Комплексная обработка данных и определение продуктивности. Построение семейства линий связи дебита с депрессией. Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона. Относительная проницаемость по дебитам воды и нефти.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.05.2015 |
| Размер файла | 910,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Система «ГДИ-эффект»
для массовой обработки данных ГДИС
(Варианты поставки: «С» и «С+К»)
Боганик В.Н.,
Медведев А.И.,
Пестрикова Н. А.
ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»,
ООО «ГИС-ГДИ-эффект»
Содержание
- 1. Комплексная обработка данных ИК, КВД и КВУ в варианте «К»
- 1.1 Определение продуктивности по данным ИК
- 1.2 Определение продуктивности по данным КВД
- 1.3 Определение продуктивности по данным КВУ
- 1.4 Проведение линии «нормальной» продуктивности
- 1.5 Построение семейства линий связи дебита с депрессией
- 1.6 История освоения скважины
- 1.7 Анализ результатов
- 2. Определение и расчет скин-фактора в варианте «К»
- 2.1 Понятие скин-фактора
- 2.2 Качественная характеристика скин-фактора
- 2.3 Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона
- 2.4 Частные, но практически важные случаи расчета скин-фактора
- 2.5 Расчет скин-фактора S0 по палеткам Щурова
- 2.6 Анализ скин-факторов
- Выводы
- 3. Выбор оптимальной депрессии в варианте «Км»
- 3.1 Две основные причины изменения продуктивности
- 3.2 Технология обработки интервалов резкого изменения депрессии
- Выводы
- 4. Фазовая проницаемость в варианте «Км»
- 4.1 Прямые и косвенные методы определения по керну фазовой проницаемости
- 4.2 Обработка данных капилляриметрии
- 4.3 Использование прямых определений относительной проницаемости
- 4.4 Область значений для относительных керновых проницаемостей
- 4.5 Относительная проницаемость по дебитам воды и нефти
- 4.6 Модель двухфазного потока в керне и в эксплуатационном объекте
- Вывод
- 5. Проницаемость по данным ГИС, ГДИС И КЕРНА в варианте «Км»
- 5.1 Четыре метода определения проницаемости
- 5.2 Два графа для определения проницаемости пятым методом
- 5.3 Построение обобщенной палетки Кпр.керн.ср - Кпр.гди
- 5.4 Построение палетки ГКст.ср- Кпр.гдис для одного месторождения
- Выводы
- 6. Контролируется ли суперколлектор по данным ГИС («Км»)
- 6.1 Этапы работ по предлагаемой методике
- 6.2 Обработка данных эксплуатации
- 6.3 С проницаемостью связана эффективная, а не работающая толщина
- 6.4 Опробование методики
- 6.5 Рекомендации
- 7. Расценки услуг в вариантах «С» и «С+К»
- Об авторах
1. Комплексная обработка данных ИК, КВД и КВУ в варианте «К»
Регулярные гидродинамические исследования в эксплуатационных скважинах (ГДИС) позволяют проследить изменения в зависимости от депрессии или от времени фактического коэффициента продуктивности дебита и скин-фактор. В фонтанирующих скважинах эту информацию получают по данным ИК и КВД. В большинстве эксплуатационных скважин добыча осуществляется механизированным способом. В такой ситуации конструкция скважины не позволяет опустить прибор (манометр) на забой, и единственными параметрами, регистрируемыми при гидродинамических исследованиях, являются КВУ с регистрацией дебита, а также положения динамического и статического уровня жидкости в скважине.
Итак, ГДИС наиболее часто проводят с использованием методов ИК, КВД, КВУ. нефть продуктивность дебит эталон
Метод ИК включают в себя регистрацию дебита (Qi) и забойного давления (Рзаб.i) в фонтанирующей скважине при разных диаметрах штуцеров dшт.i (рис. 8.1). Через точки i (с координатами Qi, Рзаб.i) проводится и анализируется линия, которая называется индикаторной кривой ИК (или, что одно и тоже, индикаторной линией).
Кривая восстановления давления КВД регистрирует изменение забойного давления (Рзаб) в некотором интервале времени (0-Т) после перекрытия ствола скважины выше манометра (рис. 8.2).
Кривая восстановления уровня КВУ жидкости (или забойного давления Рзаб) в скважине регистрируется (рис. 8.3-8.5) в некотором интервале времени (0-Т) после снижения уровня продувкой скважины через насосно-компрессорную трубку (НКТ) или после снижения уровня свабированием.
В результате обработки данных ГДИС получают следующие основные гидродинамические параметры пласта: дебит (Q), продуктивность (), гидропроводность (), а также скин-фактор (S), о котором будет сказано ниже в разделе 9. Значения этих параметров, определенные по исследованиям, проведенным примерно в одно и то же время, оказываются различными. Спрашивается, какие же из полученных противоречивых параметров выбрать в качестве «истинных»?
Мы не будем анализировать изменения параметров пласта в большом интервале времени. Ограничимся анализом данных ГДИС, полученных в течение двух месяцев по одной из скважин в Западной Сибири на этапе ее освоения. Объектом исследования явился верхнеюрский пласт глинистого песчаника толщиной порядка 10 м. Площадь залежи, в которую входит исследуемый пласт, составляет порядка 10 км2. За двухмесячный срок исследований пластовое давление (Рпл), определенное по статическому уровню, можно считать постоянным и равным 27,25 МПа.
На практике в качестве окончательного результата заказчику выдается один из ниже перечисленных вариантов обработки.
1. Значения того или иного из основных параметров выбираются формально, то есть без учета физики явления. К таким формальным и далеким от оптимальности алгоритмам следует отнести расчет среднего (среднеарифметического или среднелогарифмического) (например, для продуктивности) значения из результатов, полученных по совокупности данных ИК, КВД и КВУ. К таким же необоснованным алгоритмам следует отнести расчет среднего значения из совокупности тех же данных после исключения из этой совокупности по одному минимальному и максимальному значению.
2. Результаты обработки данных ГДИС по отдельным исследованиям выдаются без взаимной их увязки друг с другом и без комментариев. Если же комментарии приводятся, то остается неопределенными значения параметров, которые принимаются в качестве:
характеристики пласта в разрезе данной скважины, рекомендуемые к использованию при моделировании разработки;
текущего скин-фактора с целью уточнения сроков ремонта данной скважины;
оптимальной депрессии для получения максимального (или оптимального) дебита.
Мы предлагаем в качестве результата обработки по совокупности данных ГДИС выдавать заказчику два семейства характеристик: семейство продуктивностей и семейство дебитов.
Семейство продуктивностей (рис. 8.6) включает зависимости продуктивности () от депрессии (Р), то есть несколько точек или линий связи типа (-Р)i, где i=1, … M. По этим точкам и линиям (-Р)i устанавливается одна линия так называемой «нормальной» продуктивности (норм-Р). Линия нормальной продуктивности (норм-Р) может быть рекомендована для использования при моделировании разработки. Сопоставление нормальной линии продуктивности с текущей линией продуктивности позволяет уточнить срок ремонта скважины.
Семейство дебитов (рис. 8.7) включает зависимости дебита (Q) от депрессии, то есть включает линии связи (Q-Р)i, где i=1, … M. По этим точкам и линиям (Q-Р)i устанавливается одна линия так называемого «нормального» дебита (Qнорм -Р). По линии нормального дебита может быть определено значение депрессии, при которой получается максимальный дебит.
Ниже описана методика обработки комплекса данных ИК, КВД и КВУ с получением нормальных линий продуктивности и дебита, а также пример анализа эффективности освоения скважины с использованием семейства линий типа -Р и Q-Р.
1.1 Определение продуктивности по данным ИК
К трем фактическим точкам (на рис. 8.1 они отмечены черными кружками) с диаметрами штуцера равными 2, 3 и 2 мм добавим теоретическую точку с координатами забойного давления (Рзаб=Рпл=27,25 МПа) и дебита (Q=0). Через 4 точки проведем индикаторную кривую в виде плавной линии.
Рис. 8.1. Аппроксимация точек ИК плавной линией
Для нашего примера проведение этой плавной линии, возможно, является излишним педантизмом. Но в общем случае это полезно, так как обычно наблюденные точки не обязательно оказываются на одной прямой. Но при интерпретации необходимо принять решение о положении линии ИК с тем, чтобы координаты выбранных на ней новых точек (крестов) несли меньшую погрешность за счет сглаживания линии, проходящей через фактические точки. Возьмем на сглаженной линии две точки, которые находятся недалеко от фактических точек (на рис. 8.1 они помечены крестами и цифрами 1, 2). Определим продуктивность для каждой из двух точек по известной формуле
Теперь по значениям координат и Р (Р=Рпл-Рзаб), помещаем эти точки (под номерами 1 и 2) на график (рис. 8.6), который предназначен для обобщения линий связи типа -Р, полученным по совокупности ГДИС.
1.2 Определение продуктивности по данным КВД
По данным КВД имеется возможность определить так называемую потенциальную продуктивность (). Под потенциальной продуктивностью будем понимать продуктивность идеальной скважины, то есть скважины с открытым стволом или обсаженной скважины с полноценной перфорацией при неизменённой прискважинной зоной пласта (то есть, величина гидропроводности ближней зоны совпадает с гидропроводностью удалённой зоны пласта). По определению, потенциальная продуктивность, рассчитанная по гидропроводности (), соответствует условию, что скин-фактор равен нулю. Причем измерения гидропроводности проводятся по точкам наблюдения, которые находятся в диапазоне давлений с предельно малой депрессией.
Рис. 8.2. Линия обработки данных КВД в координатах Хорнера
Для определения гидропроводности е данные КВД обработаем по методике Хорнера с использованием трех последних по времени (первых в координатах Хорнера) точек (они на рис. 8.2 выделены темным цветом в отличие от остальных точек, которые оставлены светлыми). Для обработки (как и в случае с обработкой данных ИК) воспользуемся теоретической точкой для бесконечного времени, то есть точки с координатами ln(T+t)/t=0 и Рзаб=Рпл=27,25 МПа. По углу наклона линии, проходящей через выделенные 3 фактические и 1 теоретическую точки, получаем гидропроводность =0,0788 мкм2см/(мПа.с). От гидропроводности перейдем к потенциальной продуктивности. Для перехода от гидропроводности к потенциальной продуктивности воспользуемся известным выражением
,
где - натуральный логарифм отношения радиуса контура питания к радиусу скважины. Напомним, что радиус контура питания скважины Rk есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc - радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб). Примем следующие значения Rk =250 м , rc =0.1 м, объемный коэффициент В=1. В результате имеем =5,48 м3/(сут.МПа). Потенциальная продуктивность определена при депрессии ( Р=0,005 МПа) на конечном участке КВД. Поместим на сводный график продуктивностей (см. рис. 8.6) точку с координатами Р=0,005 МПа и =5,48 м3/(сут.МПа).
1.3 Определение продуктивности по данным КВУ
Дебит по данным КВУ определяется по двум точкам на графиках связи Рзаб-Т.
.
Здесь S - площадь сечения ствола скважины горизонтальной плоскостью, по которой двигается жидкость; - плотность жидкости в стволе скважины. Результаты расчетов по трем кривым КВУ-1, КВУ-2 и КВУ-3 представлены в виде точек соответственно на рис. 8.3-8.5.
Рис. 8.3. Аппроксимация данных КВУ-1
Рис. 8.4. Аппроксимация данных КВУ-2
Рис. 8.5. Аппроксимация данных КВУ-3
К фактическим точкам добавлена (по аналогии с данными для ИК и КВД) теоретическая точка с координатами забойного давления (Рзаб=Рпл=27,25 МПа) и дебита (Q=0). Далее проведены три сглаживающие линии через фактические и теоретические точки (см. рис. 8.4-8.6). На этих сглаживающих линиях помечены крестами точки, которые расположены близко от фактических точек. По координатам этих точек (4-16) рассчитана продуктивность с использованием очевидного выражения
В соответствии координатами Р и все точки 4-16 вынесены на обобщенный график продуктивностей (см. рис. 8.6).
1.4 Проведение линии «нормальной» продуктивности
В процессе обработки данных ИК, КВД и трех кривых КВУ получен сводный график в виде семейства линий связи продуктивности от депрессии (см. рис. 8.6). Как видно из рис. 8.6, значения продуктивности при фиксированной депрессии могут отсутствовать (в диапазоне ДР от 0,1 до 2,5 МПа) или же присутствовать, например, два раза и более (ДР от 3,5 до 11 МПа). Среди этих замеров пометим те, которые отвечают обсаженной скважине и при заданной депрессии равны максимальным значениям продуктивности. По данным семейства линий этого графика можно построить огибающую сверху линию. Такая линия проходит через точку 3 (КВД) и точки 10, 11 и 12 (КВУ-2). Назовем огибающую линию линией «нормальной» продуктивности ()*.
* Заметим, что при проведении плавной линии мы отказались от фактической линии КВУ-2 в точках 8 и 9, то есть на участке ДР от 2,5 до 5,5 МПа. Здесь мы использовали гипотезу о том, что для исследуемого коллектора зависимость продуктивности от депрессии должна быть монотонной. Отклонение от этой закономерности связано с недостаточной очисткой приствольной части пласта.
Рис. 8.6. Семейство линий связи продуктивности от депрессии
Линия нормальной продуктивности () может быть получена в результате оптимальной технологии вскрытия пласта. Все другие линии связи продуктивности с депрессией, которые расположены ниже нормальной продуктивности, будем называть текущей продуктивностью ().
Линия текущей продуктивности () определяется зависимостью продуктивности от депрессии, которая имеет место по последнему исследованию, то есть по КВУ6.
1.5 Построение семейства линий связи дебита с депрессией
Для построения зависимости дебита от депрессии проще всего воспользоваться готовыми зависимостями продуктивности от депрессии (см. рис. 8.6). Действительно, дебит можно рассчитать по формуле . В результате пересчета данных ИК, КВД и трех кривых КВУ получен сводный график в виде семейства линий связи дебита от депрессии (см. рис. 8.7).
Рис. 8.7. Семейство линий связи дебита от депрессии
1.6 История освоения скважины
Рассмотрим историю освоения продуктивного пласта в реальной скважине. Освоение после перфорации включает в нашем примере 8 основных операций.
1. Смена глинистого раствора на техническую воду и 5 циклов снижения уровня на 600-700 м. В результате этого скважина стала давать нефть.
2. Стационарный режим фонтанирования на штуцерах диаметром dшт=2, 3 и 2 мм. 15 мая получены данные ИК (см. точки 1 и 2 на рис. 8.1 и 8.7).
3. Скважина закрыта и 20 мая получены данные КВД (см. рис. 8.3 и точку 3 на рис. 8.7).
4. 23 июня проведено снижение уровня до 687 м с регистрацией КВУ-1 (см. точки 4-7 на рис. 8.4 и 8.7).
5. 30 июня проведено снижение уровня до 800 м с регистрацией КВУ-2 (см. точки 8-12 на рис. 8.5 и 8.7).
6. В забойную зону скважины закачено 5 м3 водного раствора ПАВ 0,5 % концентрации. Определена приемистость пласта - пласт не принимает.
7. Проведено 10 операций воздействия на пласт по методу переменных репрессий. На каждой операции давление на устье поднималось до 13-15 МПа, а затем стравливалось до нуля, то есть забойное давление менялось от значения пластового в 27 МПа до 40-42 МПа.
8. Скважина переведена на нефть, уровень снижен до 598 м, 6 июля снята кривая КВУ-3 (см. рис. 8.6 и 8.7).
1.7 Анализ результатов
Семейства фактических линий можно разбить на две группы.
В первую группу входят исследования (под номерами 2, 4 и 5 в истории освоения скважины), которые проведены до репрессии на пласт (то есть до операций 6 и 7). Сюда входит проведение исследований ИК, КВД, КВУ-1 и КВУ-2.
По кривой ИК видно, что в фонтанирующей скважине в процессе перехода с меньшей на большую депрессию (от точки 1 к точке 2 на рис. 8.6) наблюдается увеличение продуктивности, что свидетельствует о явной очистке забоя скважины.
Как известно, после закрытия скважины для определения гидропроводности используется тот конечный участок кривой КВД, который соответствует небольшой депрессии (0,005 МПа), когда жидкость в скважину практически не поступает, то есть влияние несовершенства прискважинной зоны в этой ситуации не сказывается. По этой части КВД рассчитывается потенциальная продуктивность (см. точку 3 на рис. 8.6). На этапе исследований КВД против пласта забойное давление становится равным пластовому давлению. В таком состоянии скважина находилась порядка месяца, то есть она простаивала. Следует ожидать, что после простоя приствольная зона пласта несколько снизит свою проницаемость.
Действительно, по линии КВУ-1 (см. рис. 8.6) видно, что даже после очистки скважины за счет снижения уровня жидкости в скважине до 687 м продуктивность снизилась по сравнению с данными ИК примерно в 2 раза.
После снижения уровня жидкости до 800 м перед регистрацией КВУ-2 продуктивность в интервале 2,5-3,5 МПа увеличилась по сравнению с данными ИК примерно в 2 раза. Отметим, что при росте депрессии от 3,5 до 10,8 МПа наблюдается снижение продуктивности. Такая закономерность наблюдается на большинстве скважин исследуемого пласта для достаточно хорошо очищенных скважин. Причем при снижении депрессии продуктивность снова возрастает до первоначального уровня.
После интенсивной репрессии на пласт до 42 МПа, что соответствует гидроразрыву пласта (см. операции 6 и 7 в истории освоения скважины) можно предположить резкое уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта и соответствующего снижения продуктивности.
Действительно, по данным КВУ-3, полученным после снижения уровня до 598 м, продуктивность резко снизилась до уровня КВУ-1 (см. рис. 8.6).
Из анализа семейства линий связи дебита с депрессией (рис. 8.7) видно, что при работе, например на депрессии в 10 МПа, мы бы получили в соответствии с КВУ-3 только 12 м3/сут. В то же время, если бы мы сохранили приствольную зону пласта в соответствии с КВУ-2, то дебит составил бы 19 м3/сут.
Таким образом, в результате развертывания продуктивности и дебита по оси депрессии возникает возможность совместного анализа разных гидродинамических исследований для тех или иных депрессий, причем появляется возможность оценить продуктивность и дебит при заданной депрессии. В противном случае (то есть без развертывания продуктивности и дебита по оси депрессий) совместный анализ был бы неточным.
2. Определение и расчет скин-фактора в варианте «К»
Мы вводим определения трех потенциальных продуктивностей. По ним мы определяем значения четырех скин-факторов (S1-1, S1-2, S2 и S3). Скин-факторы S1-1, S1-2 и S2 могут быть использованы при моделировании разработки. Изменение скин-фактора S3 рекомендуется использовать для прогноза сроков ремонта скважины.
Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности были описаны выше (раздел 8).
Продуктивности () могут быть определены по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям ИЛ или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Отметим (рис. 9.1), что продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии (Р).
2.1 Понятие скин-фактора
Продуктивность определяется выражением
где Q - дебит жидкости, м3/сут; Р - депрессия, МПа. Причем Р=Рпл - Рзаб.
Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности (), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ().
Отметим, что (а также ) определяется по тому участку КВД, для которого депрессия мала (хотя и превышает депрессию, меньше которой флюид не движется). Итак, значение можно рассчитать, если известно значение , по формуле Дюпюи для установившегося радиального притока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине
. (1)
Рис. 9.1. Скин-факторы (S) определяются продуктивностями
Здесь - гидропроводность пласта; Rk - радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc - радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб); - потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.
Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности в этой обсаженной скважине рассчитать ее фактическую продуктивность ()
. (2)
Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (rc) к приведенному радиусу (r*c) называется скин-фактором
. (3)
Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность () с соответствующим скин-фактором (S*), то есть
. (4)
2.2 Качественная характеристика скин-фактора
Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной. Если ПЗП имеет лучшие фильтрационные характеристики по сравнению с дальней зоной, то приведённый радиус будет больше радиуса по долоту, скин-фактор станет отрицательным, фактическая продуктивность окажется больше потенциальной. Отметим, что погрешность определения скин-фактора на практике достигает нескольких единиц.
Если устремить приведённый радиус к радиусу контура, то фактическая продуктивность устремится к бесконечности, а скин-фактор - только к -7,6 (-). Хотя для модели бесконечного пласта (бесконечный радиус контура, например, КВД по Хорнеру) теоретически скин-фактор мог бы достигать и более отрицательных значений (но для практики, наверное, такие большие приведенные радиусы бессмысленны).
Таким образом, для модели установившихся отборов (формула Дюпюи с ограниченным контуром питания) теоретический диапазон скин-фактра заключен в интервале от -7,6 до + (плюс бесконечности). Учитывая большую погрешность традиционного определения значения скин-фактора, в качестве нормального скин-фактора следует рекомендовать диапазон -2<S*<5. Это соответствует диапазону 0,7<КС*<1,7, где - коэффициент снижения продуктивности. При интерпретации величины скин-фактора целесообразно руководствоваться таблицей.
Таб. 9.1. Интерпретация скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)
|
Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД |
||
|
Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора) |
||
|
Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (например, гидроразрыв, кислотная обработка). Однако возможно, что для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно) |
2.3 Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона
Покажем, что с использованием уравнения (4) можно рассчитать текущий скин-фактор (S”) по значению текущей продуктивности (), при которой определяется этот скин-фактор, и при условии, что по данному объекту уже были проведены эталонные замеры продуктивности () и скин-фактора (S'). Действительно, в соответствии с уравнением (4) для двух гидродинамических исследований (текущего «» и эталонного «») одного объекта (с одним и тем же значением гидропроводности) можно записать два уравнения:
и .
Из этих двух уравнений можно получить расчетную общую формулу для определения скин-фактора (S”) по значениям текущей () и эталонной () продуктивностей с использованием эталонного скин-фактора (S'), то есть
или .(5)
2.4 Частные, но практически важные случаи расчета скин-фактора
Для расчета текущего скин-фактора S”=S0 (рис. 9.1) c текущей продуктивностью нам понадобятся эталонные значения скин-фактора (S'= 0) и продуктивности (, то есть
или .(6)
Для первого варианта расчета скин-фактора S”=S1-1 при эксплуатации (см. на рисунке скин-фактор S1) c продуктивностью нам понадобятся значения скин-фактора (S'= 0) и продуктивности (), то есть
или . (7)
Для второго варианта расчета скин-фактора S”=S1-2 при эксплуатации (см. на рис. 9.1 скин-фактор S1) c продуктивностью нам понадобятся значения скин-фактора (S'= S0) и продуктивности () , то есть
или .(8)
Тогда из (8) изменение скин-фактора S2 = S1-2 - S0 (см. рисунок) определяется как
.(9)
Учитывая, что согласно (5)
,
из (8) получаем изменение скин-фактора
S3 = S1-2 - Sпот3 (см. рис. 9.1)
.(10)
Отметим, что в формулах (6)-(10) используется выражение . Обычно на практике принимаются следующие значения: Rк = 200 м, rс=0,1 м. При этом .
2.5 Расчет скин-фактора S0 по палеткам Щурова
Для расчета скин-фактора S0 при небольшой депрессии применяется формула , в которой коэффициенты С1 и С2 определяются по палеткам Щурова или рассчитываются по формулам
,
.
ЗдесьL - длина пулевых каналов в см;
n - число пулевых каналов на 1 м;
d - диаметр пуль в см;
- относительное вскрытие пласта скважиной (h1 - перфорированная толщина, h - эффективная толщина пласта);
- относительный радиус скважины.
2.6 Анализ скин-факторов
Скин-фактор S0, рассчитанный по методике Щурова или с использованием формулы (6), в среднем может быть принят равным 2,4. При необходимости он может быть уточнен в результате статистической обработки фактических данных ГДИС в исследуемом районе для конкретной технологии вскрытия пласта, обсадки и перфорации. Отметим, что этот скин-фактор используется в формуле (8) для расчета скин-фактора S1-2.
Ближе всего к идеологии традиционного скин-фактора находится величина S1-1, которая характеризует работу скважины на депрессии, применяемой при эксплуатации. Однако точность определения потенциальной продуктивности необсаженной скважины пот1 обычно не бывает высокой.
Скин-фактор S1-2 можно рекомендовать для практического использования при моделировании разработки залежи. Точность расчета этого скин-фактора больше (по сравнению с S1-1) по двум причинам.
Во-первых, для расчета S1-2 используется потенциальная продуктивность обсаженной скважины , которая определяется не по одиночному замеру , а по комплексу всех методов ГДИС (КВД, ИК и КВУ), выполняемых на протяжении многих лет в добывающей скважине.
Во-вторых, значение S0, полученное в результате обобщения более точно по сравнению с одиночными определениями пот1, которые характеризуют скорее не удаленную часть пласта (для чего этот параметр предназначен), а особенности того или иного конкретного исследования в скважине. Часто значение потенциальной продуктивности бывает недостоверным и даже абсурдным из-за недовосстановленности КВД, по которой она была определена.
Изменение скин-фактора ДS2 при условии, что после обсадки, цементирования и перфорации обеспечен нулевой скин-фактор (S0 =0), принимает значение скин-фактора S1-2. Скин-фактор S1-2 рекомендуется для использования при моделировании разработки залежи.
Для прогноза сроков ремонта скважины целесообразно использовать изменение скин-фактора ДS3.
Отметим, что скин-факторы (S1-1 , S1-2 и ДS2) определяются по двум продуктивностям, а изменения скин-факторов ДS3 - по трем.
Выводы
1. Показано, что используемые в настоящее время скин-факторы S0 и S1-1 не соответствуют депрессии, при которой осуществляется эксплуатация месторождения.
2. Поскольку скин-фактор зависит от депрессии, то его значение необходимо сопровождать значением депрессии, при которой произведен расчет.
3. Для повышения достоверности скин-фактор S1-2, (или ДS2) нужно определять не по потенциальной продуктивности необсаженной скважины , а по потенциальной продуктивности обсаженной скважины (формула 9).
4. Для прогноза сроков ремонта скважины нужно использовать скин-фактор ДS3, который определяется по потенциальной () и текущей () продуктивности при депрессии (ДРэксп ), планируемой при эксплуатации пласта (формула 10).
3. Выбор оптимальной депрессии в варианте «Км»
В результате комплексной обработки данных гидродинамических исследований и эксплуатации в коллекторах верхнеюрских отложений нескольким месторождениям Западной Сибири показано, что максимальный дебит нефти получается при депрессии, находящейся в диапазоне от 20 до 150 ат и более. Увеличение депрессии за пределы 100 ат не приводит к увеличению дебита. При исследованиях и при анализе значения продуктивности должны сопровождаться значением депрессии, при которой определялась продуктивность. Без данных о депрессии значение продуктивности не полностью характеризует добывные свойства скважины.
3.1 Две основные причины изменения продуктивности
Одна причина изменения продуктивности, связана с тем, что за счет увеличения депрессии происходит очистка приствольной части пласта и в результате этого повышается продуктивность. Это явление наблюдается в скважинах на начальной стадии эксплуатации или после капитального ремонта.
Другая причина изменения продуктивности, связана с тем, что при увеличении депрессии, то есть при уменьшении порового давления, происходит сжатие породы с уменьшением в приствольной зоне (ПЗП) пористости и проницаемости. Этот эффект отмечается при лабораторных анализах образцов керна на пористость и проницаемость, когда замеры производятся на одних и тех же образцах при атмосферных условиях, а затем в барокамерах с имитацией пластовых давлений и температуры. Кроме того, уменьшение продуктивности с увеличением депрессии может быть связано со следующими факторами: нарушение линейного закона фильтрации (турбулентное течение) при больших градиентах давления в ПЗП; выделения газа при давлениях ниже давления насыщения, когда в ПЗП идет двухфазная фильтрация.
По литературным данным для гранулярных терригенных коллекторов с относительной глинистостью 0.5 на глубине 3 км при геотермическом градиенте 3 градуса на 100 метров коэффициент проницаемости однородного коллектора уменьшается по сравнению с поверхностными условиями примерно на 30 % [Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А., Африкян А. Н. Промысловая геофизика. - М.,: Недра, 1986]. Изменение проницаемости от изменения давления для терригенных гранулярных коллекторов является, в основном, обратимым процессом. То есть при уменьшении депрессии порода вновь практически восстанавливает свою проницаемость. Поскольку в процессе эксплуатации депрессия изменяется от 0 до 15 МПа, при пластовом давлении порядка 30 МПа, то можно предположить, что за счет изменения депрессии проницаемость однородных пород в приствольной части пласта будет изменяться до 15 %. В реальном разрезе порода неоднородная, а поэтому ее проницаемость будет меняться в большем диапазоне, вероятно до 200 % и более.
Ниже изложена методика определения величины депрессии для получения максимального дебита.
3.2 Технология обработки интервалов резкого изменения депрессии
Для эксплуатационного объекта каждой скважины можно построить две линии связи (Т- Р и Т-) изменения во времени соответственно депрессии (рис. 10.1) и продуктивности (рис. 10.2). Эти графики строятся по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС).
Линии связи Т-Р и Т- разобьем на участки, каждый из которых характеризуется достаточно резким изменением депрессии Р и (или) продуктивности . Для обработки и дальнейшего анализа взяты участки с резким изменением депрессии и продуктивности потому, что чаще всего эти изменения не связано с резкими изменениями пластового давления. Следовательно, резкие изменения депрессии будут связаны в основном с резкими изменениями забойного давления. Каждый такой участок с резким изменением депрессии и продуктивности аппроксимируется отрезком прямой линии. На рис. 10.1 и 10.2 эти отрезки перенумерованы с 26 по 35. Каждый отрезок прямой характеризуется координатами концов этого отрезка, а именно значениями точек 1, Р1 и 2, Р2 .
В таб. 10.1 занесены координаты концов отрезков. Одна строка таблицы 10.1 содержит координаты двух точек 1, Р1 и 2, Р2 . Причем номер отрезка соответствует номеру строки в таб. 10.1, где описаны эти отрезки среди прочих отрезков, полученных по исследованиям в других скважинах.
Рис. 10.1. Пример графика изменения депрессии во времени
Рис. 10.2. Пример графика изменения продуктивности во времени
На графиках изменения продуктивности и депрессии во времени выбираются участки, характеризующиеся резкими изменениями продуктивности (более чем на 30 %) и (или) депрессии Р (более чем на 30 %) в течение не более 2-х месяцев. Наметим временную (с точностью до месяца) границу резкого изменения и Р. Обозначим индексами 1 и 2 значения и Р соответственно слева и справа от границы.
Значения 1 , 2 и Р1, Р2 , а также месяц и год резкого изменения продуктивности или депрессии по эксплуатационным объектам нескольких месторождений сведены в таб. 10.1.
Таб. 10.1. Фрагмент характеристик с резкими изменениями продуктивности (от з1 до з2) и депрессии (от Д Р1 до Д Р2)
|
№ |
Скв. |
мес. Год |
Р1, ат |
Р2, ат |
м3/(сут.ат) |
||
|
1 |
2 |
||||||
|
1 |
1 |
02.98 |
30,0 |
10,0 |
0,55 |
1,35 |
|
|
2 |
1 |
06.98 |
54,0 |
77,0 |
1,00 |
0,95 |
|
|
3 |
1 |
02.99 |
92,6 |
69,0 |
0,38 |
0,58 |
|
|
4 |
1 |
06.99 |
47,0 |
87,0 |
1,27 |
0,62 |
|
|
5 |
2 |
01.99 |
25,0 |
55,0 |
0,72 |
1,60 |
|
|
6 |
2 |
07.99 |
59,0 |
89,0 |
0,87 |
0,53 |
|
|
7 |
2 |
05.00 |
60,0 |
102,0 |
0,65 |
0,65 |
|
|
8 |
2 |
08.00 |
102,0 |
74,0 |
0,71 |
0,87 |
|
|
9 |
2 |
09.00 |
77,0 |
99,0 |
0,87 |
0,72 |
|
|
10 |
3 |
01.99 |
68,0 |
48,0 |
0,60 |
1,34 |
|
|
11 |
3 |
04.99 |
62,0 |
54,0 |
0,44 |
0,76 |
Одна строка таб. 10.1 содержит координаты двух точек 1, Р1 и 2, Р2. По этим координатам можно построить серию линий, которые характеризуют изменения продуктивности и депрессии на стыках резкого во времени изменения этих параметров (рис. 10.3).
Рис. 10.3. Характеристика интервалов резкого изменения продуктивности и депрессии Р по скважинам 1, 2, 3 и 7
На рис. 10.3 для одной скважины (а также на рис. 10-4 по 14 скважинам) утолщением выделены линии, которые соответствуют возрастанию продуктивности при возрастании депрессии. Тонкими линиями отмечены эффект уменьшения продуктивности при возрастании депрессии.
Итак, в координатах депрессия продуктивность (см. рис. 10.4) можно выделить две группы линий: А и Б.
Группа Б менее многочисленна. Эта группа характеризуется увеличением продуктивности при увеличении депрессии. Линии группы Б соответствуют началу эксплуатации скважин. Линии группы Б характеризуются увеличением продуктивности в результате увеличения депрессии, что можно объяснить очисткой приствольной части пласта от загрязнений.
Рис. 10.4. Две группы линий, связанных с резким во времени изменением продуктивности и депрессии Р по 14 скважинам
Теперь по линиям группы А в рамках каждой скважины проводим усредненную линию ( - Р) изменения продуктивности в зависимости от депрессии (рис. 10.5). Поскольку дебит Q равен продуктивности (), умноженной на депрессию Р, то на этом же рисунке проведем две линии изменения продуктивности от депрессии при фиксированных значениях дебита 30 и 300 м3/(сут*ат). Из рис. 10.5 видно, что линии равных дебитов, в основном контролируют поведение линий изменения продуктивности от депрессии. Особенно это заметно при депрессии более 100 ат. Это означает, что увеличение депрессии более 100 ат не приводит к увеличению дебита.
Рис. 10.5. Кривые изменения продуктивности от депрессии Р по 14 скважинам и линии равных дебитов
График на рис. 10.5 можно использовать для приведения текущей продуктивности (определённой по результатам текущего исследования) к стандартной депрессии (планируемой при эксплуатации данного месторождения, например 50 ат). В среднем десятичный логарифмический цикл этого графика составляет 230 ат (то есть, продуктивность снижается в 10 раз при увеличении депрессии на 230 ат по осредняющей прямой). Исходя из этого, получаем формулу для расчёта приведённой продуктивности :
(1)
Учитывая, что
и ,
получаем из (1) расчётную формулу для приведения дебита к стандартной депрессии:
(2)
Используя линии связи продуктивности с депрессией (см. рис. 10.5) по каждой из 14 скважин строим линии связи изменения дебита (Q) с депрессией (Р) (рис. 10.6). По явным максимумам дебитов на этих линиях дебитов проведем линию максимальных дебитов. Линия максимальных дебитов проходит через депрессию равную 20 ат при дебите порядка 300 м3/сут и депрессию порядка 70 ат при дебите порядка 70 м3/сут.
Рис. 10.6. Кривые изменения дебита Q от депрессии Р по 14 скважинам и линия связи максимальных дебитов с депрессией
Очевидно, что сведения о значении депрессии, обеспечивающей максимальный дебит, весьма полезны для целей оптимизации разработки месторождения. Для получения достоверных данных целесообразно проводить регулярные (например, ежемесячные или ежеквартальные) определения продуктивности и депрессии.
Выводы
В результате обобщения материала с данными гидродинамических исследований и эксплуатации терригенных пород можно сделать следующие выводы.
1. Выявлено две основные причины изменения продуктивности.
Одна причина изменения продуктивности, вероятнее всего, связана с очисткой приствольной части пласта и в результате этого повышается продуктивность. Это явление наблюдается в скважинах на начальной стадии эксплуатации или после капитального ремонта.
Другая причина изменения продуктивности, вероятнее всего, связана с тем, что при увеличении депрессии, то есть при уменьшении порового давления в приствольной части пласта, происходит сжатие породы с уменьшением пористости и проницаемости. Уменьшение продуктивности с увеличением депрессии может быть связано также с нарушением линейного закона фильтрации (турбулентное течение) при больших градиентах давления в ПЗП; появления в ПЗП двухфазной фильтрации вследствие выделения газа при давлении ниже давления насыщения.
2. Максимальный дебит нефти получается при депрессии, определяемой в результате обобщений и находится в диапазоне от 20 до 100 ат. Увеличение депрессии за пределы 100 ат не приводит к увеличению дебита. Неблагоприятно увеличение депрессии более 50 ат для объектов с дебитами более 100 м3/сут.
3. При исследованиях и при документации результатов значение продуктивности должно сопровождаться значением депрессии. Это позволит привести результаты различных исследований к сопоставимым условиям наблюдений, то есть, к стандартной депрессии (например, 50 ат), принятой для эксплуатации данного месторождения (формулы 1-2).
4. Фазовая проницаемость в варианте «Км»
Предложена методика расчёта фазовой проницаемости по нефти и воде с использованием прямых и косвенных керновых определений, а также с использованием графика изменения во времени дебита нефти и воды. Различие результатов определения фазовой проницаемости по керну и по дебитам в скважине связаны не только с разномасштабностью исследуемых объектов (образец керна и пласт-коллектор), но и с принципиально разной моделью фильтрации жидкости через образец и через реальный пласт. Для более полного учёта вертикальной и горизонтальной неоднородности на этапе моделирования разработки месторождения и прогноза темпов заводнения рекомендуется использовать фазовые проницаемости, определённые по данным дебитов.
4.1 Прямые и косвенные методы определения по керну фазовой проницаемости
Существуют две группы методов определения по керновым данным относительных проницаемостей по нефти и воде: прямые и косвенные.
Прямые методы более точно определяют относительные проницаемости. Однако эти методы сравнительно трудоёмки, а поэтому на практике часто их заменяют косвенными методами (давление вытеснения или кривая капиллярного давления).
Ниже описана и иллюстрируется на конкретных примерах методика совместной обработки косвенных и прямых определений относительных проницаемостей по нефти и воде с частичным учётом вертикальной неоднородности исследуемого разреза по характеру насыщения и фильтрационным свойствам.
Методика включает промежуточные и конечные результаты, и в том числе построение обобщённых зависимостей:
- относительной проницаемости по нефти и воде от остаточной водонасыщенности (Кво) и водонасыщенности (Кв) по косвенным определениям;
- относительной проницаемости по нефти и воде от Кво и Кв по прямым и косвенным определениям.
При наличии данных ГДИС относительную проницаемость следует определять по данным дебитов нефти и воды.
При отсутствии данных ГДИС по исследуемому пласту следует воспользоваться методом аналогии, то есть воспользоваться зависимостями, полученными для относительных проницаемостей по дебитам нефти и воды в пластах, аналогичных по геологическим и геофизическим характеристикам.
При невозможности использовать метод аналогии целесообразно привлечь результаты совместного обобщения прямых и косвенных определений относительных проницаемостей по воде (рис. 11.3) и нефти (рис. 11.4). Эти обобщения являются палетками, с помощью которых можно определить относительные проницаемости по нефти и воде. Для этого необходимо задать значения Кво и Кв, которые рассчитываются по данным ГИС. Далее можно рассчитать дебиты.
Дебит воды Qв [см3/сек] и нефти Qн [см3/сек] рассчитываются по формулам
(1)
и(2)
Здесь ДР[ат] - депрессия (задаётся равной значению, принятому в проекте разработки месторождения, например, равной 5 МПа),
Кпр[Д] - абсолютная проницаемость, определяемая по данным ГИС,
hэф[см] - эффективная толщина (то есть суммарная толщина коллектора в интервале перфорации), определяемая по данным ГИС,
Кпр'в и в [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по воде в пластовых условиях,
Кпр'н и н [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по нефти в пластовых условиях,
Bв и Bн - коэффициенты объёмного расширения нефти и воды,
Rк и rc - радиусы контура питания ствола скважины.
Примечание. Это уравнение Дюпюи для радиального притока жидкости к скважине формально получено интегрированием закона Дарси (где градиент давления в ат/см, проницаемость в Д, вязкость в сПз, скорость потока в см/сек). Поэтому в формуле Дюпюи для дебита также имеем: см, сек, Д, сПз, ат. Поскольку уравнение описывает фильтрацию в пласте, а дебит определяется в поверхностных условиях нужно учесть объёмный коэффициент B. Чтобы учесть несовершенство вскрытия и скин-фактор можно написать «приведённый радиус скважины».
4.2 Обработка данных капилляриметрии
Относительные проницаемости для смачивающей и не смачивающей стенки пор фаз рассчитывались по формулам Бурдайна:
и.
Здесь Pk - капиллярное давление (давление вытеснения).
Как видно из формул, величина относительной проницаемости по воде и нефти аппроксимируется с использованием выражений, которые заключены в круглые скобки. Поэтому закономерность изменения относительных проницаемостей от kв и kво подчинена конкретной (не универсальной!) модели. Однако эта частная модель широко используется на практике при обобщении анализов керна при определении относительных проницаемостей.
Результаты обработки данных капилляриметрии по формулам Бурдайна нами использованы для их обобщения с целью учета неоднородности реального разреза и построения зависимости относительных проницаемостей по воде и нефти от kв и kво.
По результатам расчетов построены зависимости относительной проницаемости по воде (рис. 11.1) и нефти (рис. 11.2) от kво при фиксированных значениях kв. Следует обратить внимание на то, что против каждого фиксированного значения kво имеется разброс значений Кв, что частично моделирует неоднородность реального разреза.
Рис. 11.1. Расчёт по формулам Бурдайна относительной проницаемости по воде (данные косвенных определений)
Рис. 11.2. Расчёт по формулам Бурдайна относительной проницаемости по нефти (данные косвенных определений).
4.3 Использование прямых определений относительной проницаемости
Отметим, что прямые определения относительных проницаемостей достаточно трудоемки, а поэтому малочисленны (в нашем случае 9 образцов) в отличие от косвенных определений (в нашем случае 58 образцов). Построение зависимостей относительных проницаемостей по нефти и воде с использованием только результатов прямых определений невозможно без привлечения результатов косвенных определений.
На рис. 11.3 и 11.4 представлены точки прямых определений относительных проницаемостей и линии зависимости относительных проницаемостей от kво при фиксированных значениях kв. Эти линии для прямых определений (на рис. 11.3 и 11.4) проведены с учётом построений для косвенных определений (см. рис. 11.1 и 11.2) фазовых проницаемостей.
При построении линий для прямых определений учтена априорная информация:
- относительная проницаемость по воде равна 0 при kв = kво,
- относительная проницаемость по нефти равна 1 при kв = kво.
Обратим внимание на то, что против каждого фиксированного значения kво имеется еще более значительный (по сравнению с рассмотренным выше по данным косвенных определений) разброс значений kв, что в ещё большей мере моделирует неоднородность реального разреза.
Рис. 11.3. Прямое определение по керну относительной проницаемости по воде.
Рис. 11.4. Прямое определение по керну относительной проницаемости по нефти.
Из анализа графиков можно заключить, что по формулам Бурдайна (данные капилляриметрии, рис. 11.1 и 11.2) получаются завышенные относительные проницаемости по воде и заниженные относительные проницаемости по нефти по сравнению с результатами прямого определения фазовых проницаемостей (рис. 11.3 и 11.4).
4.4 Область значений для относительных керновых проницаемостей
Практический интерес представляет получение по анализам керна области «а» существования допустимых значений Кпр'в и Кпр'н (рис. 11.5). Для определения этой области «а» воспользуемся линиями с фиксированными значениями kв на графике изменения Кпр'в (рис. 11.3) и Кпр'н (рис. 11.4) от kво. Область «а» будем выделять по совокупности точек, которые входят в фактически исследованный интервал значений kво (20-50 %) и kв (30-60 %). Были использованы 16 точек, каждая из которых принимала пару значений (kво и kв) из всех комбинаций kво (20, 30, 40, 50 %) и kв (30, 40, 50, 60). Здесь речь идет о таких парах, как kво =20 % и kв = 30 %, kво =20% и kв = 40%, kво =20% и kв = 50%, kво =20% и kв = 60% и так далее. По каждой паре значений (kво и kв) из графиков (рис. 11.3 и 11.4) определялись Кпр'в и Кпр'н, которые использовались для нанесения 16 точек на рис. 11.5. Совокупность таких точек как раз и выделена в область «а» на рис. 11.5.
Рис. 11.5. График связи Кпр'в с Кпр'н, построенный по керновым данным (а) и данным изменения дебитов нефти и воды во времени (б, и, г, д). Шифр кривых - дебит нефти до заводнения
Как видно из рис. 11.5 область «а» соответствует сравнительно небольшим значениям относительных проницаемостей: Кпр'в <0,3 и Кпр'н <0,6. Такие небольшие значения относительных проницаемостей свидетельствуют о том, что в керне продвижение одной фазы (например, нефти) весьма сильно сдерживается даже при небольшом содержании другой фазы (в нашем примере, воды).
4.5 Относительная проницаемость по дебитам воды и нефти
На этапе эксплуатации ежемесячно по данным добычи из скважины определяют среднесуточные дебиты нефти Qн.о[т/сут] и воды Qв.о [т/сут] .
Здесь Мн [тонн] и Мв [тонн] - добыто нефти и пластовой воды из скважины за текущий месяц (в поверхностных условиях), Т [сут] - время работы скважины за тот же месяц.
Эти данные можно привести к пластовым условиям, то есть к дебиту нефти Qн.п[м3/сут] и воды Qв.п[м3/сут] при выходе из пласта. При этом используются очевидные формулы:
и.
Здесь , поэтому объёмный коэффициент в числителе,
и - плотности нефти и воды в поверхностных условиях; Вн и Вв - объёмные коэффициенты по нефти и воде.
При =0,8 г/см3; =1 г/см3, Вн =1,25; Вв =1 имеем Qн.п[м3/сут]= Qн.о[т/сут] и Qв.п[м3/сут]= Qв.о[т/сут].
В качестве примера приведён график изменения во времени приведённых к пластовым условиям дебитов нефти и воды эксплуатационной скважины (рис. 11.6). Отметим, что здесь мы приводим данные эксплуатации того же пласта, что и пласт, из которого были отобраны образцы керна и сделаны анализы на относительную проницаемость (область «а» на рис. 11.5).
Подобные документы
Назначение и виды гидродинамических исследований пласта. Описание методов обработки Чарного, Хорнера, метода касательной и квадратичного уравнения. Определение проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, скин-эффекта и коэффициента продуктивности.
курсовая работа [101,6 K], добавлен 20.03.2012Комплексная система исследования работы скважин "Анализатор". Системы контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования "СИДДОС". Размерный ряд станков-качалок по ГОСТ. Динамометрирование и результаты исследований. Оценка дебита по ваттметрограмме.
диссертация [2,4 M], добавлен 26.02.2015Анализ основных технических условий на изготовление изделия. Расчет коэффициента использования материала. Карта технологического маршрута обработки поршня автомобилей семейства ЗИЛ. Составление сметы затрат на технологическую подготовку производства.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 05.11.2012Формула расчета защитного эффекта. Состав исследуемых вод. Контроль скорости коррозии. Влияние магнитного поля на эффективность омагничивания воды. Анализ результатов лабораторного изучения влияния магнитной обработки воды на ее коррозионную активность.
статья [100,8 K], добавлен 19.01.2013Системы подвижных взаимосвязанных и параллельных сил. Методы расчета на подвижную нагрузку. Построение линий влияния усилий простой балки в статически определимых системах. Построение линий влияния при узловой передаче нагрузки, определение усилий.
презентация [136,2 K], добавлен 24.05.2014Проблема обводнения нефти при добыче. Деэмульсация термической обработкой. Химическая обработка нефти. Сущность термохимического метода. Механизм гравитационного отстаивания, фильтрации в пористых средах, центрифугирования. Обработка в электрическом поле.
презентация [2,6 M], добавлен 07.02.2016Определение скорости поршня и расхода жидкости в трубопроводе. Построение напорной и пьезометрической линий для трубопровода. Определение максимально возможной высоты установки центробежного насоса над уровнем воды. Составление уравнения Бернулли.
контрольная работа [324,1 K], добавлен 07.11.2021Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Цели и задачи технологического процесса механической обработки заготовок. Определение количества операций обработки поверхности заготовки. Назначение операционных припусков и расчет операционных размеров. Коэффициент уточнения и метод его расчета.
контрольная работа [31,6 K], добавлен 15.05.2014Описание технологического процесса фракционирования углеводородного сырья. Схема дисцилляции — фракционирования нефти. Регулирование уровня мазута в кубе ректификационной колонны. Обработка массива данных с помощью пакета System Identification Toolbox.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 28.05.2015
