 |
5. Исследования скважин при установившихся режимах работы
|
|
|
|
5. Исследования скважин при установившихся режимах работы
5. 1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации
Метод начали использовать с 1930 года.
Цель исследования – определение режима фильтрации нефти (газа) в ПЗП, определение гидропроводности, продуктивности, проницаемости ПЗП.
Задачи исследований: исследовать скважину на установившихся режимах – это найти зависимость между:
- дебитом скважины и забойным давлением Q=f(Рзаб),
- дебитом скважины и депрессией на пласт Q=f(Pпл-Рзаб).
Графическое изображение этих зависимостей называется индикаторными линиями.
Особенности исследований – дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания ( Рпл) и на забое скважины (Рзаб). Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости (Рис 5. 1). Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии.
Рис. 5. 1. График распределения давления по пласту от скважины к контуру питания
Из рис. 5. 1. видно, что основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до10-20 м от скважины.
Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, мы определим параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС).
Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях:
1 допущение – метод основан на допущении, что скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Рпл. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин.
|
|
|
2 допущение – возмущения, произведенные в скважине не передаются за пределы этой зоны.
3 допущение – режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются.
Время перехода с одного режима на другой режим называется периодом стабилизации.
Период стабилизации может определятся минутами, часами, сутками и зависит от многих факторов. Период стабилизации рекомендуют определять по формуле:
, (5. 1)
где Rк – радиус контура питания;
æ – пьезопроводность пласта, см 
/с.
При прочих равных условиях Тстаб меньше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости.
Таким образом, для одиночной скважины с круговым контуром питания для радиального притока жидкости к скважине справедлива формула Дюпии:
(5. 2)
где Q – дебит скважины, см3/с;
k – проницаемость продуктивного пласта, мкм2;
Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, кгс/см2;
h – толщина пласта, см;
m - вязкость жидкости, мПа× с;
Rк – радиус контура питания, м;
Rс – радиус скважины, м.
Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока:
Q=K(Pпл-Рзаб), (5. 3)
где К – коэффициент продуктивности
(5. 4)
5. 2 Последовательность проведения исследований
1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов – для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика).
|
|
|
Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют Rзаб (DR).
Для газовых скважин – это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины.
Для нефтяных скважин:
а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации.
Б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.
Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:
· изменением длины хода полированного штока ( l );
· изменением числа качаний балансира ( n );
· одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.
Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибе-гают изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах Ндин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле:
Рзаб=rg(H-Hдин) (5. 5)
На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.
На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл> Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют в конце периода установления. После этого скважину переводят на новый режим.
Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье.
|
|
|
