(cкачиваний: 87)

Практическое занятие № 4.
Управление продуктивностью скважин.
Как было показано в предыдущем разделе, управление некоторыми параметрами призабойной зоны скважины (ПЗС) может быть использовано для изменения продуктивности добывающих или нагнетательных скважин. В процессе эксплуатации скважин их производительность, как правило, снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов углеводородов.
Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС (см. табл. 4.1) не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них (или их группы) может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЭС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах, могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи.
Прежде чем перейти к рассмотрению тех или иных методов искусствен-ного воздействия на ПЗС с целью управления продуктивностью скважин, рассмотрим некоторые общие методологические вопросы.

5.1. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЭС
Системная технология управления продуктивностью скважин изложена в РД-39-0147035, поэтому ниже рассмотрены лишь основные принципы ее промышленного использования.
Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Отметим, что под термином «слабодренируемые запасы» понимаются запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаем разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением.
Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.
На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.
При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.
Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, - мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.
Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью в первую очередь искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что, позволяет своевременно изменять эти на правления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.
Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закалки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин.
Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:
1. Принцип одновременной обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.
2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.
З. Принцип периодичности обработок ПЗС.
4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.
5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе,
6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.
Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.

5.2. БЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
При значительном количестве скважин на залежи в процессе организации работ по искусственному воздействию на ПЗС возникает задача не только очередности выбора скважин, но и целесообразности таких обработок в каждом конкретном случае. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти в зоне обрабатываемых скважин а также со степенью их взаимовлияния. Целесообразно устанавливать такую очередность обработок, про которой обеспечивается их наибольшая технологическая и экономическая эффек-тивность не столько в каждой конкретной скважине, сколько в целом по участку. В большой степени выбор скважин определяется в остаточной нефтенасыщенности и расстоянием остаточных запасов нефти от забоя добывающих скважин. Методы промысловой геологии н геофизики позволяют оценивать начальную и остаточную нефтенасыщенность коллекторов и строить карты насыщенности. Существенным и важным дополнением к этим данным служат сведения о текущих показателях эксплуатации скважин и данные о нефтенасыщенности зон вблизи конкретных скважин, которые могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин в пластов,
Можно, например, предполагать, что форма кривой восстановления за-бойного давления (КВД) или кривой реагирования обусловлена и остаточ-ной нефтенасыщенностью в дренируемом объеме обводняющейся скважины. Угловые коэффициенты различных участков КВД можно связать и с различной нефтенасыщенностью отдельных объемов общего дренируемого данной скважиной объема.
Зная ретроспективу эксплуатации скважин и характер их обводнения во времени, можно судить также об остаточной нефтенасыщенности. При этом полезной оказывается информация о соотношения извлеченных данной скважиной удельных запасов нефти к начальным удельным запасам ее.
Более достоверные данные о величине остаточной нефтенасыщенности можно получить из результатов гидродинамических исследований скважины, проведенных в безводный период ее эксплуатации и в период обводнения.
Существует ряд методов оценки остаточной нефтенасыщенности коллектора вокруг скважин по результатам наблюдения за их работой и гидродинамическим исследованиям:
- комбинированный метод;
- корреляционный метод;
- по данным обводненности продукции добывающих скважин;
- по данным об относительной пьезопроводности системы (пласта);
- по данным об относительной подвижности водонефтяной смеси.
Рассмотрим вопрос определения текущей нефтенасыщенности зоны дренирования по данным об обводненности продукции добывающих скважин (наиболее простой метод), который может быть использован на поздних стадиях разработки для зон, через которые прошел фронт замещения (вытеснения). При этом предполагается, что в ближайших окрестностях скважины дренируемый объем равномерно насыщен водой и нефтью.
Перепишем выражение (4.37), принимая вв = вН я заменяя фазовые про-ницаемости kН и kв и соответственными значениями относительной фазовой проницаемости:
.
Данной выражение есть не что иное, как функция Баклея-Леверетта f(S):
(5.1)
где f(S) – функция насыщенности пористой среды флюидом (в рассматривае-мом случае – водой Sв).
Таким образом
(5.2)
где μ0 – относительная вязкость нефти μН/ μв.
Если имеются графические зависимости относительных фазовых прони-цаемостей в функции водонасыщенности
(5.3)
легче построить и график по выражению (5.2).
Воспользуемся экспериментальными зависимостями, по-лученными при прокачке модельных водонефтяных смесей при μ0=4,5 через сцементированный песчаник угленосной толщи Арланского месторождения (В.М. Березин), которые представлены на рис. 5.1. Водонасыщенность образца Sв характеризуется долей от объема пор; при этом:
(5.4)
где - нефтенасыщенность.
Фазовая относительная проницаемость по нефти и по воде харак-теризуется отношением фазовой проницаемости по нефти и по воде к проницаемости системы (физической проницаемости) при фильтрации через нее однородного флюида:
(5.5)
Как видно из рис. 5.1, насыщенность связанной водой Sве составляет 0,18. При этом в диапазоне Sв=0 – 0,18 вода остается неподвижной, но нали-чие этой воды в коллекторе приводит к снижению относительной фазовой проницаемости для нефти до 0,6. Таким образом, проницаемость системы, определяемая по результатам исследования скважины в безводный период ее эксплуатации, не является физической проницаемостью, а характеризует начальную проницаемость для нефти (при 8, 8,). Начальная относительная проницаемость системы с’, характеризуется отношением:
(5.6)
которое является одним из основных параметров, используемых при расчетах текущей нефтенасыщенности.

Рис. 5.1. Зависимость относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от водонасыщенности.
На рис. 5.2 приведена функция Баклея-Леверетга. построенная по выражению (5.2) с использованием относительных фазовых проницаемостей в функции водонасыщенности, представленных на рис. 5.1. Проводя из начала координат касательную к графику функции Баклея- Леверетта (точка А), определяют водонасыщенность Sв и нефтенасыщенность SН. Таким образом, для расчета текущей нефтенасыщенности по этому методу необходимо знать объемную долю воды в продукции (при пластовых условиях!) и иметь зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности.
Наибольшее затруднение при расчетах вызывает выбор кривых относительных фазовых проницаемостей. С этой проблемой приходится сталкиваться при решения многих задач, связанных с фильтрацией многофазных систем. В каждом случае экспериментальное построение

Рис. 5.2. Зависимость функции Баклея-Левератта от водонасыщенности.
зависимостей относительной фазовой проницаемости от насыщенности пор флюидами затруднительно из-за необходимости использовать сложную аппаратуру и иметь высококвалифицированный персонал. Поэтому нахождение более простых и доступных для широкого круга исследователей и инженеров методов построения кривых относительных фазовых проницаемостей является чрезвычайно острой проблемой. Одним из таких методов является использование кривых «капиллярное давление Рk - водонасыщенность Sв», которые сравнительно просто могут быть по лучены методом центрифугирования водонасыщенных кернов или методом полупроницаемых перегородок.
Известно, что кривые Рk - Sв являются представительными зависимо-стями, тесно связанными с фильтрационными свойствами пород, и которые могут быть использованы для построения кривых относительных фазовых проницаемостей для случая фильтрации водонефтяных смесей в терригенных коллекторах (песчаниках).
Зависимости Рk - Sв, могут быть описаны в логарифмических координатах в виде гиперболы:

или (5.7)
где SВО - остаточная водонасыщенность;
SВ- водонасыщенность при капиллярном давлении Р
х - показатель степени гиперболы (структурный коэффициент);
Ро -давление начала вытеснения:
(5.8)
- поверхностное натяжение на границе раздела «нефть - вода»;
Θ- краевой угол смачивания;
rмакс - максимальный радиус пор.
Величина Р0 может быть определена экспериментально методом полу-проницаем перегородок. Показатель степени х, является интегральной характеристикой структуры порового пространства, определяет микростроение порового пространства пород-коллекторов. Поэтому использование показателя степени гиперболы для идентификации свойств пористых сред оказывается приемлемым и целесообразным при построении зависимостей относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по кривым Рk - Sв.
Таким образом, выбор скважин для конкретной обработки призабойной зоны является достаточно сложной проблемой, если мы хртим получить максимальную эффективность от реализации той или иной обработки ПЗС. совершенно очевидно, что технология проектируемой обработки должна быть адекватной состоянию призабойной зоны на момент ее проведения.
Рассмотрим некоторые из методов управления продуктивностью скважин (интенсификации притока и приемистости), приведенных в табл. 4.1.

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/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Нижневартовске

КАФЕДРА «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО»

Контрольная работа

Управление продукции скважин

Выполнил студент гр.ЭДНбс-11(1) Д.С. Бантиков

Проверил: преподаватель Д.М. Сахипов

г. Нижневартовск 2014

Введение

1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением силикатно-щелочных растворов (СЩР)

Список используемой литературы

Введение

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объёмы водоизолирующих масс в удалённые зоны на основе использования дешёвых и доступных материалов и химреагентов.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением силикатно-щелочных растворов (СЩР).

Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть - раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Рис. 1 Применение химических методов для вытеснения нефти

Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), аммиачная вода, метилцеллюлоза, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.

Для внутрипластового осадкообразования необходимо взаимодействие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соды с поливалентными металлами. Технология основана на применении щелочно-силикатного заводнения в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелочного металла и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла могут использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразующий осадок. Одновременно растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1% имеют значение рН близкое к 13.

Другая технология предусматривает последовательную закачку оторочек растворов щелочи и трехвалентного железа. В результате взаимодействия щелочи с солями многовалентных катионов при контакте оторочек образуется объемистый малорастворимый осадок гидроокисей многовалентных катионов. Однако управление процессами осадкообразования в пластовых условиях путем закачки щелочей является достаточно сложной задачей.

На месторождениях Западной Сибири щелочное заводнение было одним из первых методов физико-химического воздействия на пласт. Способ воздействия применялся с 1976 г. Заслуживают внимания все результаты, полученные в ходе обширного промыслового эксперимента. Здесь испытаны две модификации нагнетания в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые указывают на незначительную эффективность метода. Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в две нагнетательные скважины была закачана оторочка 10%-ного раствора щелочи размером 0,14% от объема пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4--5 мес. отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55--90%, в дальнейшем снизилась до 40--50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70--80%. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключения в работу ранее неохваченных заводнением пропластков. В целом по опытному участку за период внедрения получено 58,8 тыс. т нефти при удельной технологической эффективности 53,5 т на тонну закачанного реагента. Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшие проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на начало эксперимента был обводнен на 40--50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20-30%.

Дополнительная добыча нефти составила 35,8 тыс. т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне- и низкопроницаемых пластов небольшой (до 10 м) толщины.

Промысловые испытания метода воздействия для объектов, представленных значительной толщиной пласта, равной 15м и более, таких как Северо-Мартымьинская залежь и Мартымья-Тетеревская залежь, не показали низкую эффективность его применения.

Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожанском, Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на четырех опытных участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс. т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения достиг 25,4%. На нем создана наибольшая оторочка размером в один объем пор пласта. нефтеотдача раствор щелочь закачка

Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках, а расход щелочи и количесто осадка увеличиваются при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка -- 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы. Нефтевытесняющие свойства растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4%.

Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами внедрялась в нескольких модификациях. Основная модификация включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, полиакрилами-да). Закачку оторочек повторяют периодически через 1--3 года, в основном, в течение 10--15 лет. Оторочки нефтевытесняющих агентов закачивают в следующей последовательности: сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти; разделительная оторочка пресной воды; оторочка раствора гидрооксида натрия. Однако рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование проницаемости пласта и не может эффективно блокировать избирательно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случае закачки больших объемов оторочки.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи.

2. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии.

3. Шелепов В.В. Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России Повышение нефтеотдачи пластов.

4. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.

5. Климов А.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Характеристика геологического строения, коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Оценка эффективности применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводненности пластов.

дипломная работа , добавлен 01.06.2010


Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".

курсовая работа , добавлен 14.04.2011


Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения. Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Основные методы увеличения нефтеотдачи. Текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Заводнение как высокопотенциальный метод воздействия на пласты. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. Гидравлический разрыв нефтяного пласта.

презентация , добавлен 15.10.2015


Проблема энергообеспечения мировой экономики за счет использования альтернативных источников топлива взамен традиционных. Практика применения методов увеличения нефтеотдачи в мире. Поиск инновационных решений и технологий извлечения нефти в России.

эссе , добавлен 17.03.2014


Геолого-геофизическая характеристика олигоцена месторождения Белый Тигр. Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой. Состав, функции и свойства физико-химического микробиологического комплекса; механизмы вытеснения нефти.

научная работа , добавлен 27.01.2015


Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.

курсовая работа , добавлен 22.05.2012


Составление и применение фотографических растворов. Очистка воды для химико-фотографической обработки фотоматериалов. Проявляющие, останавливающие и фиксирующие растворы. Обесцвечивающие и фиксирующие растворы из отработанных фотографических растворов.

курсовая работа , добавлен 11.10.2010


Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.

дипломная работа , добавлен 07.06.2017


Значение буровых растворов при бурении скважины. Оборудование для промывки скважин и приготовления растворов, технологический процесс. Расчет эксплуатационной и промежуточной колонн. Гидравлические потери. Экологические проблемы при бурении скважин.

Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗП не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скв. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗП вопрос подбора скв.является принципиальным. При этом обработки,даже эффективные, проводимые в отдельных скв.,могут не дать существенного положительного эф-та в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиций повышения коэффициента конечной нефтеотдачи.

Методы интенсификации притока и приемистости

Гидрогазодинамические

2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

3. Создание многократных депрессий спец.устройствами для очистки скв.

4. Волновое или вибрационное возд-е

5. Имплозионное возд.

7. Щелевая разгрузка

8. Кавитационно-волновое возд.

Физико-химические

Кислотные обработки (соляной,серной,плавиковой кислотой)

Возд. Растворителями(толуол,бензол,ацетонметиловый спирт)

Обработка растворами ПАВ(сульфанол)

Обработка ПЗС ингибиторами солеотложений

Обр-ка ПЗС гидрофобизаторами

Термические

1. Электропрогрев (стационарный,циклический)

2. Паротепловые обработки скв.

3. Прокачки горяч. Нефти

4 .Импульсно-дозированное тепловое возд.

Комбинированные

Термокислот. Обр-ка

Термогазохимич. Возд.

Гидрокислот.разрыв пласта

Направленное кислот возд.в сочетании с ГПП

Повтор. Перфорация в спец.растворах кислоты,ПАВ

Термоакустич возд.

Электрогидравлич.возд.

Внутрипластовое окисление легких углеводородов

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряженными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия (перфорации). Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и ≪расклинивает≫ их, атакжеформируетновыетрещины. Еслиприэтомввестивобразовавшиесяилирасширившиесятрещинызакрепляющийматериал (например, песок), топослеснятиядавлениятрещинынесмыкаются.

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

Подготовка скважины - исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давлени разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.

Промывка скважины - скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. Принеобходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).

Закачка жидкости разрыва. Жидкость разрыва - тот рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способностьи низкая фильтруемость.

Закачка продавочной жидкости. Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины.

После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением. Время выстойки скважины под давлением должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно за- фиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится изтрещин в скважину

Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Следует подчеркнуть, что проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗС

Известно много методов кислотноговоздействия, которые основаны на способности некоторых кислот

растворять горные породы или цементирующий материал. Применение таких кислот связано с:

1. Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2. Обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3. Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

Обычная СКО.

Кислотная ванна.

СКО под давлением.

Поинтервальная или ступенчатая СКО

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Термокислотная обработка предназначена для повышения эффективности кислотных обработок карбонатных коллекторов, когда в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне отлагаются асфальто-смоло-парафиновые (АСП) вещества, блокирующие карбонатную породу для нормальной реакции ее с кислотным раствором. Эффективной кислотная обработка будет только в том случае, если

предварительно удалить с поверхности карбонатной породы асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Удаление АСПО возможно в процессе промывки после их расплавления. РасплавлениеАСПО достигается за счет экзотермической реакции взаимодействиясоляно-кислотного раствора НС1 с магнием или его сплавами и др.

ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот. Терригенные коллекторы содержат, как правило, малое количество карбонатов, изменяющееся, в среднем, от 1 до 5% по массе. Основная масса таких коллекторов представлена силикатными веществами (кварц) и алюмосиликатами (каолин). Известно, что силикатные вещества практически не взаимодействуют с соляной кислотой, хотя хорошо растворяются в плавиковой (фтористо-водородной).Сущность глинокислотной обработки терригенных коллекторов и состоит в учете особенностей их строения. При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки.

ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЗС

Основой термогазохимического воздействия (ТГХВ) послужили работы по разрыву пласта под давлением газов, образующихся при сгорании на забое скважины порохового заряда. При этом характеристики сгорающего пороха (температура, давление и объем газов горения) зависят от времени горения. В результате экспериментальных исследований было установлено, что сжигание медленногорящего пороха приводит к существенному повышению температуры на забое скважины, а большое количество газообразных продуктов горения и их химическая активность (особенно к карбонатам) оказывают благоприятное воздействие на ПЗС. При быстром сгорании порохового заряда давление на забое скважины может достигать 100 МПа, что влечет механическое воздействие на ПЗС и образование в ней новых трещин, а также расширение имеющихся. Такое воздействие, по сути, аналогично гидроразрыву, а точнее, первой его фазе, т.е. образованию трещин без их закрепления наполнителем.

При сгорании 1 кг медленногорящего пороха выделяется до 1м3 газов горения, состоящих в основном из углекислого газа и хлористого водорода. Диоксид углерода, растворяясь в нефти, снижает ее плотность и вязкость, увеличивает подвижность, а такжеснижает поверхностное натяжение на границе с водой и породой.Хлористый водород при наличии воды образует соляную кислоту, концентрация которой зависит от количества воды и газообразных продуктов горения и может достигать 5%. Соляная кислота, воздействуя на карбонатные коллекторы, увеличивает проницаемость ПЗС.

2 Классификация сепараторов.

Сепараторы можно подразделить на следующие категории:

По назначению: а) Замерные; б) Сепарирующие;

По геометрической форме: а) Цилиндрические; б) Сферические;

По положению в пространстве: а) Вертикальные; б) Горизонтальные; в) Наклонные;

По характеру основных действующих сил: а) Гравитационные; б) Инерционные; в) Центробежные; г) ультразвуковые;

По технологическому назначению: а) Двухфазные; б) Трехфазные; в)Сепараторы первой ступени; г) Концевые сепараторы(при окончательной разгозир. Нефти перед сдачей в ТП); д) Сепараторы с предварительным отбором газа;

6.По рабочему давлению: а) Высокого больше 6 МПа; б) Среднего от 0,6 до 6 МПа; в) Низкого от 0,1 до 0,6 МПа; г) Вакуумные меньше 0,1мПА.

3. ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

Залежь углеводородов - естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система. Воздействие на любую из ее участков (отбор нефти или газа, закачка законтурной воды или газа и т. д.) неизбежно отражается на всей залежи. В подавляющем большинстве случаев залежи контактируют с пластовой водой. Они либо подпираются водой (водонапорный режим), либо «плавают» на воде (водоупругий режим).

Залежь как целостная динамическая система - это важнейшее, ключевое понятие в геологии нефти и газа. Название типа залежи состоит из названия типа резервуара и ловушки. Например: пластово-сводовая залежь, пластово-стратиграфическая, массивно-стратиграфическая и т. д. Параметры залежи: высота, площадь, объем, ВНК, ГВК, внешний и внутренний контуры. Единый ВНК или ГВК - важнейший признак залежи. ГВК и ВНК могут быть горизонтальными, то есть находиться на одном гипсометрическом уровне, а могут быть и наклонными. Чаще всего, наклон обусловлен направлением движения законттурных вод. Залежи связанные территориально, а также общностью геологического строения и нефтегазоностности составляют единое месторождение.

Классификация залежей

По фазовому соотношению нефти и газа («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):

нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

По сложности геологического строения («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):

простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.

По значениям рабочих дебитов (Конторович А. Э. и др., 1975):

Класс Залежь.. Дебит..нефти, т/сут Дебиты газа, м³/сут

1к высокодебитная более 100 более 1 млн

2к среднедебитная 10 - 100 100 тыс. - 1 млн

3к низкокодебитная 2 - 10 20 тыс. - 100 тыс.

4к непромышленная менее 2 менее 20 тыс.

РГУ нефти и газа (НИУ) имени

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой, профессор

«____»____________2016 г.

КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

курса «Управление продуктивностью скважин»

Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

гр. РН-12-03-06

Весенний семестр 2015/16 уч. г.

а) основная литература:

1. Мищенко добыча нефти: учеб. пособие. – М.: изд. Нефть и газ, 2007. - 816 с.

2. Муслимов методы повышения нефтеизвлечения, проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учеб. пособие.- Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с.

3. , Чоловская в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи: учеб. пособие. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»: Институт компьютерных исследований, 2008. - 224 с.

4. Иванов притока нефти и газа к скважинам: учеб. пособие. - М.: Недра, 2006. – 595 с.

б) дополнительная литература:

1. нифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике/ пер. с англ. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 236 с.

2. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / , [и др.] – М.: - Бизнесцентр», 2004. – 292 с.

3. , Казакова сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки. – СПб: , 2007. – 232 с.

в) и Интернет-ресурсы

Основные сайты отечественных журналов – источники информации по курсу:

Http://www. oil-industry. ru – журнал «Нефтяное хозяйство»; http://vniioeng. mcn. ru/inform/neftepromysel - журнал «Нефтепромысловое дело»; http://vniioeng. mcn. ru/inform/geolog - журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»; http://www. ogbus. ru – журнал «Нефтегазовое дело»; http://www. - журнал «Нефтегазовые технологии»; http://www. - журнал «Rogtec - Российские нефтегазовые технологии»; http://www. burneft. ru - журнал «Бурение и нефть».

Основным зарубежным источником информации по курсу являются статьи библиотечной системы OnePetro, в том числе статьи общества инженеров-нефтяников (SPE) - http://www. spe. org

к. т.н, доцент

Поскольку нефть добывается в ЦДНГ то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления т. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

Лекция 1

Тема: интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению.

Введение

Методы управления — это все виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения.

Управление разработкой нефтегазовых месторождений необходимо для обеспечения соответствия плановых и фактических показателей разработки. Управление разработкой часто называют ”регулирование разработкой”, т.е. необходимо приблизить плановые объемы добычи к фактическим. На производстве существуют 2 основных цеха – цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) и поддержания пластового давления (ППД). Поскольку нефть добывается в ЦДНГ, то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами.

1. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления, т.е. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.
2. Интенсификация – управление продуктивностью скважин (кислотные обработки ПЗС, ГРП, зарезка боковых стволов).

Классификация методов управления

1) Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

2) Воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

3) Отключение высокообводненных скважин.

1. Повышение забойного давления нагнетательных скважин;
2. бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов.
3. Перенос фронта нагнетания.
4. Использование очагового заводнения.
5. Применение изоляционных работ.
6. Выравнивание профиля притока или приемистости;
7. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН – увеличение производительности за счет снижения забойного давления.

Выбор скважин для оптимизации их работы – низкая обводненность, высокий коэффициент продуктивности и резерв снижения забойного давления.

При оптимизации работы скважин необходимо оценивать прирост дебита при снижении забойного давления.

Если скважина до оптимизации работает с определенным дебитом по жидкости при соответствующем забойном давлении, т неправильно считать, что при снижении забойного давления ее продуктивность заведомо сохранится и прирост дебита можно определить по значению продуктивности в базовом варианте.

При снижении забойного давления следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Поэтому необходимо обосновывать модели притока с учетом отклонений от линейного закона Дарси, параметры которых определяются при гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС).

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.
2. Бравичев, Бравичева Палий. Глава 9.

Все аналитические модели притока (в виде конкретных формул) содержат параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные и физические свойства системы. Эти свойства определяются в среднем по всему объему дренирования: эквивалентная в объеме дренирования проницаемость, пьезо и гидропроводность. Поэтому формулы притока могут быть использованы для оценки добывных возможностей скважин при обосновании способа эксплуатации с вариантом компоновки оборудования.

При управлении разработкой неоднородного пласта оценка эквивалентных параметров не отражает реальной картины фильтрационных потоков. Поэтому в случае неоднородных объемов дренирования интерпретация результатов ГДИС проводится при их воспроизведении с помощью программных продуктов по гидродинамическому моделированию.

Линейные модели притока, используемые для оценки добывных возможностей скважин в однородном пласте (при оптимизации).

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная S св .). R к – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах :

1. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;
2. проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;
3. деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S , который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м 3 /(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м 3 /сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 2 м 3 /(сут·МПа), то снижение забойного давления на 5 атм. приводит к увеличению дебита всего на 1 м 3 /сут.

В этом случае необходимо использовать второй метод управления – управление продуктивностью скважин.

1. Выбор метода управления продуктивностью скважин.

2. Оценка технологических критериев - прироста дебита и т.д.

Решение этой задачи осуществляется при гидродинамическом моделировании процесса разработки.

Например, если в качестве метода управления используется зарезка бокового ствола, гидродинамические расчеты должны быть направлены на обоснование параметров указанной технологии (длина ГС, профиль и т.д.).

По 1 позиции необходимо определиться с размером призабойной зоны скважины.

Например, если призабойная зона скважины составляет 10 и более м, то СКО может быть неэффективна. Так бывает в карбонатных коллекторах, поглощающих глинистый раствор, жидкости освоения, мех. примеси и др.

3. Дополнительные фильтрационные сопротивления возникают вследствие образования вблизи скважины, так называемой, призабойной зоны. Призабойная зона имеет расчетные параметры k пзс и R пзс (рис. 2)

(4)

Формула выводится исходя из неразрывности фильтрующегося потока: приток к призабойной зоне должен быть равен притку к забою.

Естественно между скин-фактором и расчетными параметрами призабойной зоны существует связь

(5)

На практике часто пренебрегают размером призабойной зоны скважины и рассчитывают дебит по формуле (6)

(6)

При этом получают завышенное значение проницаемости призабойной зоны скважины. При обработке результатов гидродинамических исследований по большому числу месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири получен адаптационный коэффициент, позволяющий более адекватно оценить указанный параметр. Адаптационный коэффициент, т.е существуют оптимистический и пессимистический прогнозы.

Методика оценки параметров призабойной зоны скважины по ГДИС.

1. Определяется фактический коэффициент продуктивности скважины с использованием методов математической теории эксперимента (метод наименьших квадратов).

2. Оценивается завышенное значение проницаемости призабойной зоны (ф-ла 6).

3. С помощью адаптационного коэффициента уточняется проницаемость призабойной зоны.

4. Рассчитывается радиус призабойной зоны скважины (ф-ла 4).

5. Рассчитываются скин-фактор и приведенный радиус скважины.

Пример. Пусть при исследовании скважины методом последовательной смены установившихся отборов получена величина коэффициента продуктивности скважины, равная 2 м 3 /(сут·МПа). Необходимые для расчетов исходные данные следующие: проницаемость удаленной зоны (за пределами ПЗС)- 100·10 -15 м 2 ; радиус контура питания скважины 150 м; радиус скважины 0.1 м; вскрытая продуктивная толщина 10 м; объемный коэффициент и динамическая вязкость жидкости соответственно равны 1 и 5·10 -3 Па·с.

Проницаемость пласта, определенная на основе коэффициента продуктивности, равна 13.47·10 -15 м 2 , с учетом необходимости занижения указанного значения для ПЗС - k ПЗС может находится в пределах от 9.62  10 -15 до 11.225  10 -15 . Радиус призабойной зоны, определенный по формуле (4) находится в пределах от 14.83 до 37.97 м.

Таким образом, в качестве метода управления может быть предложена зарезкам бокового ствола, а не СКО.

Следующим этапом является проведение многовариантных гидродинамических расчетов (семинары).

5. При низких депрессиях параметры призабойной зоны и скин-фактор являются параметрами ЛИНЕЙНОЙ модели притока. Эти параметры определяются методами математической теории эксперимента (в данном случае – метод наименьших квадратов).

Метод наименьших квадратов заключается в следующем.

1. Строится вариационный ряд значений исследуемого параметра на основании результатов геолого-геофизических исследований и промыслового опыта.

2. Рассчитывается критерий F для каждого значения исследуемого параметра:

Если предположительное число значений параметра m , то критерий рассчитывается m раз.

Искомый параметр соответствует наименьшему расчетному значению критерия F .

• Расчетное значение дебита может быть получено по формуле притока при конкретном значении искомого параметра. Так, . На основе этих расчетных значений определяется F 1.
• Расчетное значение дебита может быть получено с использование гидродинамической модели объема дренирования при использовании программных продуктов. В этом случае ГДИС воспроизводятся с использование указанных программных продуктов.

В настоящее время при интерпретации ГДИС оценивают эквивалентную проницаемость (гидропроводность, пьезопроводность).

Это оправдано при оценке дебитов скважин.

Для управления разработкой необходимо иметь информацию не об эквивалентной проницаемости, а о неоднородности объема дренирования. Например, знать послойную проницаемость. Поэтому и используются программные продукты по гидродинамическому моделированию.

Если требуется определить осредненные по объему дренирования параметры уравнения притока, в некоторых случаях строится, так называемая, система нормальных уравнений, которая получается при дифференцировании критерия наименьших квадратов по искомому параметру.

Пусть имеется активный эксперимент – Yi (Xi ), i =1,2… n . Требуется определить параметры линейного тренда Y = A + BX по методу наименьших квадратов.

Критерии метода.

Параметры А и В определяются при решении следующей системы уравнений:

или

6. Оценка фактической продуктивности скважины.

В общем случае линейное уравнение притока имеет вид:

Если параметр С значим, то существует начальный градиент давления (С – отрицательное).

Так, имеются результаты ГДИС, требуется определить параметры линейного тренда Y - Q , X -.

PAGE 2