Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

2. Замеряют необходимые значения параметров.




2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют:

а) дебит нефти (газа);

б) пластовое давление;

в) забойное давление;

г) количество выносимого песка;

д) количество выносимой воды;

е) газовый фактор продукции скважины.

В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации Рзабi> Pнас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Рзаб и DR= Рплзаб только на одном режиме.

Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на «Спутники». Нефть подается только в закрытые сборные пункты.

На стадиях разведки и освоения нефтегазовых месторождений дебит жидкости каждой скважины часто определяют с помощью мерников – открытых емкостей – вертикальные или горизонтальные сосуды (цистерны, прямоугольные сосуды). Продукция скважины направляется в мерник на определенный промежуток времени, который зависит от его вместимости и производительности (дебита) скважины.

Объемный дебит определяют по формуле:

;                                                       (5. 6)

где F-средняя по высоте мерника площадь;

  h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др. );

  t- время измерения, час.

Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (nв), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин.

 Тогда дебиты:

, , или                     (5. 7)

Для определения Q в т/сут объемные дебиты умножаем на плотность нефти и воды.

Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на ГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Пластовое давление – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах.

Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями:

- прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный);

- расчетным – гораздо сложнее, т. к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изме-няется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движе-нии двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т. д. Значения Рзаб получаются менее точными:

а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа »0:

Рзаб = Ру+grжН

б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимисти от давления rж = f(H) = f(P)

Рзабу+gHrж(Н) – графоаналитический метод

в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи

Рзаб=(Н-Ндин)grж(Н)

где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине.

 

3. По результатам исследований заполняют таблицу

Таблица 5. 1

Результаты исследования скважины

  Режим   Рпл   Рзабi   DPiплзаб   Qi
Рпл Рзаб1 DR1 Q1 К1
Рпл Рзаб2 DR2 Q2 К2
Рпл Рзаб3 DR3 Q3 К3
Рпл Рзаб4 DR4 Q4 К4

 

4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований.

 

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рплзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных  - выше этой оси.

Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f(DR)) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0, 5…1, 0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f(DR)).

При малых депрессиях (порядка 0, 2…0, 3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(DR). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т. к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность DR=Рплзаб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линей­ному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависи­мость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи

                                                 (5. 8)

где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк.

 

  Рис. 5. 2. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пласто­вому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 5. 2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб® Рплк.
Рис. 5. 3 Индикаторная диаграмма Q = f(DR)   Индикаторная диаграмма Q=f(DR) строит-ся для определения коэффициента продуктивности скважин К.                  (5. 9) В пределах справедливости линейного зако-на фильтрации жид­кости, т. е. при линейной зависимости Q=f(DR), коэффициент продук­тивности является величиной постоянной и

численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному мето­дом установившихся отборов, можно вычислить также другие пара­метры пласта.                    

                                                      (5. 10)

Откуда коэффициент гидропроводности                                  (5. 11)

И проницаемость пласта в призабойной зоне                                (5. 12)

Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др. ) приведены к пластовым условиям.

В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом.

По коэффициенту продуктивности опреде­ляются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине:

                                                ;                                       (5. 13)

 

                                             .                                      (5. 14)          

 

 где  - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти;

Rк - ра­диус контура питания rc - радиус скважины по долоту;

h - эффективная толщина вскры­того скважиной пласта;

с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жид­кости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскры­тия).

Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c1+c2, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В. И. Щурова, исходя из степени вскрытия пласта , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в ко­лонне  и глубины каналов в пласте при перфорации .

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5. 4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Рис. 5. 4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:

1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

 

Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 5. 4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V> Vкр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб< Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области.

3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.

Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 5. 4, кривая 3) объясняется двумя причинами:

1) некачественные измерения при проведении исследований;

2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.

Продуктивные пласты, как правило, неоднородны.

Глубинные дебитограммы для них:

 

Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т. е. с ростом DP=Рплзаб) растет работающая толщина пласта (hэф. ), откуда по формуле Дюпюи растет Q (рис 5. 4, кривая 3).

Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f(DR) .

    Рис. 5. 5. Индикаторная диаграмма: 2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 - замеренное пластовое давление соответственно завы­шено и занижено против фактического.     Очевидно, если замеренное пластовое дав­ление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (рис. 5. 5, кривая 1) будет располагаться ниже фактиче­ской. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии. Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактиче­ского, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов (рис. 5. 5, кривая 3). Это может привести исследова­теля к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид.

 

Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий (Рис. 5. 6, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде:

,                                       (5. 15)

а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах      

(5. 16)

 где а и b – постоянные численные коэффициенты.

Получим индикаторную прямую в координатах Δ р/Q=f(Q) отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q , равным b (рис. 5. 6, б). В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины.

Рис. 5. 6 Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации:

а - ИД в координатах Δ р - Q; б - ИД в координатах Δ р /Q - Q.

 

Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как

,                                                     (5. 17)

где , (с1 и с2 – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенст-вом скважины по степени и характеру вскрытия).

По отрезку а, отсекаемому на оси Δ р/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта

;                                           (5. 18)

                                               (5. 19)

 

Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины. В работе /37/ даны формулы определения коэффициента b для разных условий вскрытия скважинной пласта и разной конструкции забоя.

 Совершенная скважина:

,                                     (5. 20)

где dэф- эффективный диаметр песчинок;

  k- коэффициент проницаемости, мкм ;

  g - удельный вес, г/см ;

  f – площадь вскрытия забоя.

Несовершенная скважина (по характеру вскрытия)

,                                      (5. 21)

где f- суммарная площадь перфорационных отверстий;

D- диаметр перфорационных отверстий

e- коэффициент зависящий от проникновения пуль в породу 0, 15< e< 0, 4 (по Щурову: 0, 4 – без учета углубления пуль в породу; 0, 15 – с учетом углубления пуль в породу).

Если исследуются скважины, вскрывшие трещиноватый коллектор, т. е. искривление индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q®DR, определяется деформацией пласта или одновременно и деформацией, и нарушением линейного закона фильтрации, то обрабатывать данные таких исследований следует по формулам, учитывающим и деформацию, и нарушение линейного закона фильтрации за счет инерционных сил.

 

,                                         (5. 22)

где ;

   a, b, c - постоянные коэффициенты для исследуемой скважины (а - характеризует измене-ние проницаемости пласта и упругость (bж) жидкости при изменении давления; b – коэффици-ент, обратный продуктивности скважины; с- учитывает роль инерционных сил при фильтрации)

 ,                                 (5. 23)

                                                      (5. 24)

                                               (5. 25)

где   — проницаемость пласта при началь­ном пластовом давлении.

Коэффициенты а, b, с находятся по трем точкам (замерам), расположенным равно­мерно на индикаторной линии.

 По величинам дебитов и депрессий трех точек Q1,  Q2,  Q3,  можно ориен­тировочно оценить величину коэффициента по формуле

                                                                                                        (5. 26)

где

A= Q2× Q3× (Q3-Q2);

B= Q1× Q3× (Q3-Q1);                                                      (5. 27)

C= Q1× Q2× (Q2-Q1).

Точнее величину коэффициента a можно определить графическим способом, исходя из уравнения

                                                                             (5. 28)     

Левая и правая части этого уравнения рассчитываются независимо для произволь­но заданных значений а, близких к ориенти­ровочному значению (5. 26), и величины их наносятся на график. По пересечению двух рассчитанных кривых определяется искомое значение а.

Поскольку при этом получаются два значения коэффициента, из них выби­рается ближнее по величине к ориентировоч­ному.

Коэффициенты b и с (при найденном зна­чении a) находятся путем совместного ре­шения системы двух уравнений, например для двух первых точек:

                                            (5. 29)                                                                                                                                            (5. 30)

Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по фор­муле

                                                                                                     (5. 31)                                                

При фильтрации в пласте газонефтяной смеси коэффициент продуктивности в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Если обработку индикаторной диаг­раммы проводить также, как и для фильтрации однофазной жидкости, то в итоге можно опреде-лить фазовые гидропроводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях.

Однако часто необходимо знать физическую проницаемость коллектора и соответствующую ей гидропроводность пласта. Для этой цели используют методику обработки результатов исследований, основанную на применении вспомогательной функции С. А. Христиановича Н, имеющей размерность давления и учитывающей изменения фазовой проницаемости для жидкости, вязкости нефти и объемного коэффициента при выделении из нее раст­воренного газа в пласте.

      Для скважин, эксплуатирующихся при фильтрации по пласту газированной нефти ( ), индикаторная кривая должна строиться в координатах Qн®  Здесь  - депрессия на забое сква­жины, выраженная в функциях, учитываю­щих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа):

                                                                                            (5. 32)

где Fн(ρ ) - относительная проницаемость пласта для нефти при наличии свободного газа;        μ н(p), ω н (p) - зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления.

Определяемый по прямолинейному участку коэффициент   является аналогом коэффи­циента продуктивности скважины (при однофазном потоке) и связан с ним соотноше­нием

                                    η ΄ =η μ нω ннас).                                        (5. 33)

Величины Δ Η рассчитываются для каж­дого установившегося режима работы сква­жины при pзаб< pнас по данным замеров в процессеее исследования величин pзаб, pпл, газового фактора Г и материалов лабора­торных исследований зависимостей свойств нефти от давления (μ н, ω н и растворимость газа в нефти S).

Функции Н определяются с помощью безразмерных зависимостей Н* от р* (рис. 5. 7), которые построены для семи значений коэффициента , характеризующего соотношение свойств газа и нефти в пластовых условиях:

                                                                                                                               (5. 34)

где                                                                                                              (5. 35)

Безразмерные функции Н* и р* имеют следующие связи с функцией Н' и давлением

                                                                                                                    (5. 36)

                                                                                                                (5. 37)

Рис. 5. 7. Зависимость Н*(р*) для несцементированных песков

 

Для обработки результатов исследования скважин удобно пользоваться аналитиче­скими зависимостями Н ( р*) для соответствующих интервалов р* (см. табл. 5. 2).

Анализ методики расчетов Δ Η показал, что при снижении пластовых давлений до 40% ниже pнас, а забойных — до 50% их можно производить упрощенно. С этой целью для каждой рассматриваемой зале­жи предварительно строятся прямолинейные графики Г(р) по формуле

                                           (5. 38)

где  - значение безразмерного давления, которому соответствуют переломы зависимости  Н* (р*) при данном .

Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...