Меню

Как определить мощность пласта скважин



Определение истинной мощности слоя при наклонном залегании

Как правило, в поле может быть измерена видимая ширина выхода наклонного слоя по склону, ширина выхода слоя в горизонтальном срезе, проекция видимой ширины выхода слоя по склону на горизонтальную поверхность и, иногда, вертикальная мощность.

Рис. 1.36. Изменение ширины выхода наклонно залегающего слоя в вертикальном разрезе (А) и в плане (Б) в зависимости от истинной мощности (I), угла наклона (II) и формы рельефа (III).

1. Для определения истинной мощности необходимо определять видимую мощность, угол падения слоя и угол наклона склона. И тогда истинная мощность слоя может быть определена по формулам приведённым на рис. 1.37.

2. Если истинная мощность слоя определяется в сечении, ориентированном косо по отношению к линии простирания, то вычисления производится по формуле П.М. Леонтовского:

M = m (sin α cos β sin γ ± cos α sin β),

где: M – истинная мощность; m – видимая мощность; α – угол падения пласта; β – угол наклона рельефа; γ – угол между азимутами линий простирания и измерения. Знак ± употребляется в зависимости от соотношения направления наклонов поверхностей рельефа (или обнажения) и слоя: при наклоне их в одну сторону принимается знак минус, при наклоне в разные стороны – знак плюс.

Приведённая выше формула верна при условии, что угол падения пласта больше уклона склона. При погружении в одном направлении пласта и склона, но при большем значении уклона склона, чем угол падения пласта, нужно использовать формулу В.С. Милеева: M = m (cos α sin β – sin α cos β sin γ).

3. На геологических картах с горизонталями можно определить истинную мощность пласта после определения угла наклона и вертикальной мощности и равна вертикалоной мощности, умноженной на значение косинуса угла падения: Mи = mв (cos α).

Рис. 1.37. Различные случаи определения истинной мощности наклонно залегающих слоёв в сечениях, перпендикулярных к простиранию слоя.

Читайте также:  Как узнать коэффициент мощности трансформатора

а – при горизонтальной поверхности рельефа; б – по керну буровой скважины; в, г, д – при наклонной поверхности рельефа и разном падении слоя.

На карте проводят проекцию линии простирания кровли пласта, для чего соединяют прямой две точки пересечения проекции выхода кровли с одной и той же горизонталью карты. Проекцию линии простирания кровли продолжают до пересечения ею проекции выхода подошвы пласта. Путём интерполяции определяют отметку пересечения продолженной проекции выхода кровли с проекцией выхода подошвы пласта. Разность между этими отметками и будет равна вертикальной мощности изображенного на карте пласта.

4. На геологических разрезах, построенных вкрест простирания пород, мощность наклонного слоя измеряется по перпендикуляру между подошвой и кровлей слоя с учётом масштаба разреза. Если геологический разрез построен под косым углом к простиранию пород, то для пересчёта видимых мощностей в истинные можно использовать таблицу, либо геометрические методы.

Источник

Как определить мощность пласта скважин

Пласт – это слой магматических или осадочных горных пород, сформировавшийся на поверхности Земли и имеющий внутреннюю структуру, которая существенно отличается от других слоев (по структуре цвету, текстуру, составу, физико-химическим свойствам и т.п.), лежащих либо над ним, либо под ним.

Основные методы, которые применяются для определения параметров пласта:

  • Исследования при помощи фильтрационных гармонических волн.
  • Исследования при установившихся режимах фильтрации.
  • Гидропрослушивание.
  • Исследования при неустановившихся режимах фильтрации.

Метод определения параметров пласта при установившихся режимах фильтрации

Гидродинамические методы определения параметров пластов основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики. Для их осуществления используются уравнения импульса фильтрационных потоков и сохранения массы, которые связывают между собой определяемые параметры пласта с измеряемыми показателями, такими как внутренняя энергия пласта, расход полезного ископаемого, притока флюидов и т.п. Самым распространенным методом является анализ индикаторных линий (метод пробных откачек) при установившемся режиме фильтрации. Основными его преимущества заключаются в простоте реализации. Суть метода основана на том, что при разных режимах фильтрации измеряют забойное давление и дебит, после чего по формулам определяют параметры пласта. После чего строится график, который отражает зависимость дебит от перепада давлений. Такой график называется индикаторной диаграммой. На форму индикаторной линии оказывают влияние такие влияют:

Читайте также:  Расчет потребляемой мощности предприятием

Готовые работы на аналогичную тему

  1. Забойное давление.
  2. Изменение свойств пластовых жидкостей.
  3. Качество произведенных замеров.
  4. Режим работы скважин.
  5. Режим залежи.
  6. Коллекторские свойства пласта.

Режим залежи – это механизм, проявляющийся в залежах пластовой энергии различного вида, который обуславливается притоком природного газа или нефти к скважинам.

При проведении анализа индикаторной диаграммы обычно обращают внимание на: изменение рабочей мощности пласта, нарушение линейного закона фильтрации, изменение физико-химических свойств пластовой жидкости при изменении давления, снижение фазовой проницаемости, уменьшение проницаемости пласта. Основным фактором, который оказывает влияние на форму индикаторной линии является нарушение линейного закона фильтрации. Причиной его нарушения может быть степень вскрытия пласта, метод вскрытия пласта, несовершенный характер скважин, которые способствуют увеличению скорости фильтрации, и она становится больше критических значений. Параметры сил инерции меняются во времени, потому что зависят от свойств пластовой жидкости, свойств горных пород, пластового давления, дебита и т.п. Поэтому форма индикаторной линии для одной скважины может быть разной в различные промежутки времени. Выявление причин, оказывающих влияние на форму индикаторной линии, позволяет улучшить эксплуатационные характеристики скважин. Также анализ индикаторной линии позволяет определить перечень и количество мероприятий по воздействию на пласт во время испытания скважин, что позволяет использовать скважины в оптимальном режиме с самого начала ее эксплуатации. Высокие коэффициенты продуктивности позволяют эксплуатировать скважины при высоких дебитах, а это в свою очередь может стать причиной хороших показателей разработки месторождений в целом. Достоверность информации, полученной в результате анализа и расшифровки индикаторных диаграмм, зависит от технологий исследования и соответствия режима исследования.

Метод определения параметров пласта при неустановившихся режимах фильтрации

Цель метода исследования параметров пласта при неустановившихся режимах фильтрации заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, неоднородности физико-химических свойств горных пород пласта, параметров фильтрации, что представляет собой обработку и получение кривой изменения во времени.

Читайте также:  Усилитель номинальная мощность 600

Данный метод заключается в измерении параметров работы скважины давление, приемистость, дебит) при установившемся режиме, а затем в изменении режима работы скважины и последующим измерении изменения давления на забое или устье реагирующей или возмущающей скважины. Забойное давление измеряется при помощи скважинного дифференциального или абсолютного манометра на установившемся режиме во время эксплуатации, в течении минимум 30 минут. Данному методу определения можно подвергнуть любые виды скважин (пьезометрические, добывающие, наблюдательные и нагнетательные). Особенности исследования зависят от способа эксплуатации и основано на использовании формулы упругого режима.

Источник

Как определить мощность пласта скважин



Производительность скважины на воду – формула и методы расчета

Дебит скважины или ее производительность – показатель, характеризующий количество выделяемой жидкости за единицу времени. Как правило, единицей измерения дебита является кубический метр. Точное значение производительности определить довольно затруднительно — это требует профессиональных навыков и специализированного оборудования. Специалисты компаний определяют производительность скважины приблизительно. Все полученные в процессе работ данные вносятся в паспорт.

Показатель интенсивности насыщения водоносных слоев может меняться в зависимости от многих факторов, в числе которых – время года, особенности климата и др.

Статистический и динамический уровень

В течение шестидесяти минут после простоя скважины необходимо приступить к замеру статистического уровня. Давление столба воды и пластиковое давление жидкости в водоносном горизонте равновесны друг другу – это препятствует поднятию влаги.

Определять динамический уровень воды следует в период откачивания, когда отток жидкости равен ее притоку. При проведении работ по откачке водяной столб снижается, однако его падение будет прекращено на конкретном уровне. Такая величина определяется с учетом производительности насосного оборудования. Когда производительность насоса в процессе работы будет равна дебиту скважины на воду, можно говорить об установлении динамического уровня.

Знание вышеуказанных величин позволяет правильно подобрать и выполнить правильную установку оборудования. Информация о динамическом и статическом уровнях включается в паспорт скважины. Измерение каждого уровня выполняется строго от поверхности земли. Чем выше водяной столб, тем меньшее значение имеет каждый из показателей.

Расчет дебита

Приступать к расчету производительности скважины рекомендуется через сутки после завершения ее бурения. Обратите внимание: в таком случае уровень воды должен находиться на максимальной отметке. Для выполнения вычислений необходимы следующие данные:

  • точная глубина скважины;
  • информация о расположении фильтровой зоны;
  • значения динамического и статистического уровней;
  • интенсивность забора воды.

Для расчета дебита применяют следующую формулу:

  • 〖 D〗_t=(V*H_(в ))/ Н_дин-Н_стат, где> V-интенсивность (скорость)откачивания воды;
  • H_(в )-значение высоты столба;
  • Н_дин,Н_стат-уровни воды (динамический,статистический соответственно).

Полученный расчет не отличается высокой точностью, так как при последовательном увеличении мощности наноса наблюдается резкое падение уровня жидкости. Для получения более конкретных результатов необходимо повторить измерения и продолжить расчет при помощи формулы:

  • 〖 D〗_y=(V_2-V_1)/(Н_2-Н_1 ), где 〖 D〗_y- значение дебита (удельное);
  • V_2-скорость забора воды (результат повторного измерения);
  • V_2-скорость забора воды (результат первичного измерения);
  • Н_2-Н_1-разница между статистическим и динамическим уровнем при различных измерениях.

Как увеличить дебит?

Повысить производительность конкретной скважины можно после окончания работ по ее бурению. Для увеличения дебита внутрь скважины устанавливается насос, осуществляется его последовательное включение и выключение. Простой способ позволяет удалить из водоносного слоя остатки разрушенной извести и бурового раствора. Кроме того, повысить производительность скважины можно, применяя следующие методы:

  • промывка фильтров;
  • вибрационный;
  • пневмоимпульсивный;
  • импульсивный;
  • электрогидравлический удар.

Использование любого из способов позволяет значительно увеличить трещиноватость породы, очистить поры водонесущих пластов, сократить вязкость жидкости. Если речь идет о малопроницаемых породах, целесообразнее всего использовать механические способы повышения производительности скважины.

Дебит скважины или ее производительность – показатель, характеризующий количество выделяемой жидкости за единицу времени. Как правило, единицей измерения дебита является кубический метр. Точное значение производительности определить довольно затруднительно — это требует профессиональных навыков и специализированного оборудования. Специалисты компаний определяют производительность скважины приблизительно. Все полученные в процессе работ данные вносятся в паспорт.

Показатель интенсивности насыщения водоносных слоев может меняться в зависимости от многих факторов, в числе которых – время года, особенности климата и др.

Читайте также:  Форма расчета мощности основного технологического оборудования для производства пива

Статистический и динамический уровень

В течение шестидесяти минут после простоя скважины необходимо приступить к замеру статистического уровня. Давление столба воды и пластиковое давление жидкости в водоносном горизонте равновесны друг другу – это препятствует поднятию влаги.

Определять динамический уровень воды следует в период откачивания, когда отток жидкости равен ее притоку. При проведении работ по откачке водяной столб снижается, однако его падение будет прекращено на конкретном уровне. Такая величина определяется с учетом производительности насосного оборудования. Когда производительность насоса в процессе работы будет равна дебиту скважины на воду, можно говорить об установлении динамического уровня.

Знание вышеуказанных величин позволяет правильно подобрать и выполнить правильную установку оборудования. Информация о динамическом и статическом уровнях включается в паспорт скважины. Измерение каждого уровня выполняется строго от поверхности земли. Чем выше водяной столб, тем меньшее значение имеет каждый из показателей.

Расчет дебита

Приступать к расчету производительности скважины рекомендуется через сутки после завершения ее бурения. Обратите внимание: в таком случае уровень воды должен находиться на максимальной отметке. Для выполнения вычислений необходимы следующие данные:

  • точная глубина скважины;
  • информация о расположении фильтровой зоны;
  • значения динамического и статистического уровней;
  • интенсивность забора воды.

Для расчета дебита применяют следующую формулу:

  • 〖 D〗_t=(V*H_(в ))/ Н_дин-Н_стат, где> V-интенсивность (скорость)откачивания воды;
  • H_(в )-значение высоты столба;
  • Н_дин,Н_стат-уровни воды (динамический,статистический соответственно).

Полученный расчет не отличается высокой точностью, так как при последовательном увеличении мощности наноса наблюдается резкое падение уровня жидкости. Для получения более конкретных результатов необходимо повторить измерения и продолжить расчет при помощи формулы:

  • 〖 D〗_y=(V_2-V_1)/(Н_2-Н_1 ), где 〖 D〗_y- значение дебита (удельное);
  • V_2-скорость забора воды (результат повторного измерения);
  • V_2-скорость забора воды (результат первичного измерения);
  • Н_2-Н_1-разница между статистическим и динамическим уровнем при различных измерениях.

Как увеличить дебит?

Повысить производительность конкретной скважины можно после окончания работ по ее бурению. Для увеличения дебита внутрь скважины устанавливается насос, осуществляется его последовательное включение и выключение. Простой способ позволяет удалить из водоносного слоя остатки разрушенной извести и бурового раствора. Кроме того, повысить производительность скважины можно, применяя следующие методы:

  • промывка фильтров;
  • вибрационный;
  • пневмоимпульсивный;
  • импульсивный;
  • электрогидравлический удар.

Использование любого из способов позволяет значительно увеличить трещиноватость породы, очистить поры водонесущих пластов, сократить вязкость жидкости. Если речь идет о малопроницаемых породах, целесообразнее всего использовать механические способы повышения производительности скважины.

Источник

Определение работающей мощности пласта

Под работающей мощностью пласта понимается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах которой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разработке залежи.

Величина работающей мощности пласта определяется по данным интегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов.

Отношение суммарной работающей мощности участков пласта ∑hраб к суммарной эффективной мощности ∑hэф называют коэффициентом охвата:

Коэффициент охвата представляет собой отношение нефтегазонасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенный момент времени процессом вытеснения, ко всему нефтегазонасыщенному объему залежи. Этот коэффициент используется для оценки текущего состояния разработки эксплуатационного объекта и обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения, направленных на достижение проектного коэффициента охвата.

Так же может быть рассчитан коэффициент действующей мощности kдм , близкий к коэффициенту охвата:

где ∑hэф перф – суммарная эффективная мощность перфорированного интервала. Этот коэффициент можно использовать для сравнения работы пластов в одной или разных скважинах в различное время.

Читайте также:  Составить баланс мощностей для исходной схемы

Обычно в работающую эффективную мощность включаются перфорированные или неперфорированные части пласта, не разделенные выдержанными перемычками толщиной более 1 м и примыкающие к интервалам, в которых фиксируется движение нефти, газа или воды.

Определяем таким образом значения работающей эффективной мощности пласта по всем месторождениям существенно выше значений kдм ‑ составляют обычно 0,7-0,9.

На рис. 35 по кривой механического расходомера подошва продуктивного пласта характеризуется как неработающая. Снижение показаний термокондуктивного расходомера и положительное приращение температуры на термограмме против подошвы этого же пласта свидетельствуют о поступлении жидкости в этом интервале. Чувствительность механического расходомера снизилась также из-за изменения структуры потока (барботаж нефти через столб застойной воды), так как положение раздела вода-нефть, отмеченного резистивиметром, находится выше подошвы работающего продуктивного пласта.

Рис. 35. Выделение работающих мощностей продуктивного пласта

в скв. 267 Сосновского месторождения:

1 ‑ глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,

4 ‑ работающие мощности

Интерпретация данных расходометрии усложняется в случае многопластовой залежи и в условиях неоднородного по составу и структуре флюидов потока. На рис. 35 приведен именно такой пример. На профиле механического расходомера нижний перфорированный пропласток перекрыт столбом застойной воды, о чем свидетельствуют данные плотностеметрии (δф ‑ 1,18 г/см 3 ). На кривой термокондуктивной расходометрии против этого пропластка отмечается резкое изменение показаний, связанное с движением в нем жидкости. Работа остальных пластов уверенно фиксируется по комплексу данных расходометрии, плотностеметрии и влагометрии.

Коэффициент охвата залежи процессом вытеснения по мощности продуктивных пластов для различных месторождений нефтегазоносных провинций страны из-за межпластовых перетоков, некачественного вскрытия или засорения перфорационных отверстий в среднем составляют лишь 0,5-0,6.

Контрольные вопросы

1. По каким данным определяется работающая мощность пласта?

2. Какие интервалы пласта входят в состав работающей эффективной мощности?

Изучение технического состояния скважин. Общие положения

Как уже указывалось в теме 6, контроль технического состояния скважин осуществляется комплексом геофизических методов непосредственно после окончания бурения и цементирования обсадной колонны, а также на протяжении всего времени жизни скважины.

Применяемый комплекс геофизических методов предназначен для решения следующих основных задач:

· оценка качества цементирования колонн;

· выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб;

· определение негерметичности обсадных колонн и интервалов затрубной циркуляции флюидов;

· установление местоположения муфтовых соединений, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра.

Оценка качества цементирования колонн

Цементирование обсадных колонн можно считать высококачественным, если наблюдается:

· соответствие положения цемента в затрубном пространстве проектной высоте его подъема;

· наличие цемента в затрубном пространстве в затвердевшем состоянии;

· равномерное распределение цемента в интервале его закачки;

· отсутствие каналов, трещин и каверн в цементном камне;

· надежное сцепление цементного камня с колонной и породами.

Для контроля качества цементирования обсадных колонн используют методы термометрии, радиоактивных изотопов, акустический и гамма-гамма метод.

Термометрия – позволяет установить верхнюю границу цементного кольца, наличие или отсутствие цемента, распределение цемента по разрезу в зависимости от литологии.

Метод радиоактивных изотопов – определяет высоту подъема цемента, наличие и характер распределения цемента, обнаружение каналов в цементном камне.

Акустический метод – он является наиболее информативным, позволяет установить высоту подъема цемента, наличие цемента, определяет каналы, трещины и каверны в цементном камне, степень сцепления цемента с колонной и горными породами, исследует процесс формирования цементного камня во времени.

Читайте также:  Мощность погружного водяного насоса

Гамма-гамма метод – позволяет установить высоту подъема цемента, наличие и характер распределения цемента, определять переходную зону от цементного камня к раствору (гель-цемент), выявлять в цементе небольшие раковины и каналы.

Выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб

Дефекты обсадных и насосно-компрессорных труб: непостоянство диаметров и толщины стенок труб; наличие в колонне отверстий, трещин, размывов, вмятин и раздутий. Эти дефекты возникают в трубах под влиянием неравномерных механических напряжений, коррозии и прострелочно-взрывных работ.

Методы: обычная и индукционная резистивиметрия и диэлькометрическая влагометрия определяют негерметичность обсадной колонны. Индукционная дефектометрия наводит вторичные вихревые токи на колонну и измеряет активную и неактивную составляющие электромагнитного поля, определяет локальные дефекты в колонне.

Магнитная локация измеряет магнитную проводимость труб при нарушении их сплошности. При этом измеряют ЭДС, возникающую в цепи приемной катушки при ее движении. Гамма-гамма метод используется для контроля технического состояния обсадной колонны, регистрируется рассеянное колонной гамма-излучение.

Определение негерметичности обсадных колонн и интервалов затрубной циркуляции флюидов

Места негерметичности обсадных колонн связаные с притоками и поглощениями флюидов устанавливаются с помощью методов резистивиметрии, плотностиметрии, термометрии, изотопов, кислородного и расходометрии.

Затрубная циркуляция флюидов может быть определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цементном камне и обсадных колоннах, выявленных по результатам цементометрии и дефектометрии, характеризует вероятность возникновения затрубных циркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений.

Основным методом выявления затрубной циркуляции флюидов в эксплуатационной скважине является термометрия. Результаты термометрии наиболее надежны, если в скважине имеется зумпф глубиной около 10 м и таким образом имеется возможность определять циркуляцию сульфидов из нижележащего пласта. При применении термометрии можно не только установить циркуляцию флюидов между неперфорированными пластами, но установить направление перетока.

Установление местоположения муфтовых соединений, участков

перфорации, толщины и внутреннего диаметра колонн

Установление местоположения муфтовых соединений, участков перфорации осуществляется с помощью магнитной локации обсадных труб. Магнитная локация основана на изменении магнитной проводимости обсадных труб вследствии нарушения их сплошности. При этом измеряют ЭДС, возникшую в цепи приемной катушки при ее движении.

Есть и другой способ контроля участков перфорации обсадных колонн. Этот способ основан на предварительном (до перфорации) намагничивании труб и регистрации после перфорации величины намагниченности колонны. Интервал перфорации отмечается существенным уменьшением намагниченности обсадной колонны.

Измерение толщины и внутреннего диаметра обсадной колонны выполняется с помощью электромагнитных методов (индукционная дефектометрия) и гамма-гамма метода (ГГМ).

При применении индукционной дефектометрии в металлических трубах наводятся вторичные вихревые токи, и эти токи измеряются приемными катушками.

Изучение обсадных колонн с помощью ГГМ основано на регистрации рассеянного колонной гамма-излучения с помощью зонда малой длины (9-12 см) и использовании источников мягкого гамма-излучения ( 170 Тm, 137 Cs).

Состояние обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, количество и метонахождение перфорационных отверстий, а также муфтовых соединений могут быть установлены по результатам исследований скважинным акустическим телевизором (САТ). На экране кинескопа изображается развертка стенки скважины. Дефекты и перфорационные отверстия отмечаются темными участками.

Контрольные вопросы

1. Как оценивается качество цементирования обсадных колонн?

2. Как выявляются дефекты обсажных и насосно-компрессорных труб?

3. Как устанавливается местоположение муфтовых соединений?

4. Возможно ли установить наличие затрубной циркуляции флюидов?

Источник