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 Р_забi> P_нас, 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, Р_заб и DR= Р_пл-Р_заб 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 (n_в), 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 Р_заб получаются менее точными:

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

Р_заб = Р_у+gr_жН

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

Р_заб=Р_у+gHr_ж(Н) – графоаналитический метод

в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи

Р_заб=(Н-Н_дин)gr_ж(Н)

где Н_дин –динамический уровень жидкости в скважине.

 

3. По результатам исследований заполняют таблицу

Таблица 5. 1

Результаты исследования скважины

Режим	Рпл	Рзабi	DPi=Рпл-Рзаб	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 Р_заб или от депрессии (Р_пл-Р_заб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

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

Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Р_заб) 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(Р_заб) (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(Р_заб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Р_заб, и Р_пл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(DR). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Р_заб, т. к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Р_пл и Р_заб примерно одинаковы и поэтому на разность DR=Р_пл-Р_заб 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; Р_пл — среднее давление на круговом контуре радиуса R_к.

 

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® Рпл=Рк.

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;

R_к - ра­диус контура питания r_c - 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> V_кр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Р_заб< Р_нас. Чем меньше Р_заб, 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 Р_заб (т. е. с ростом DP=Р_пл-Р_заб) растет работающая толщина пласта (h_эф. ), 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 d_эф- 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 (b_ж) 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 Q_н®  Здесь  - депрессия на забое сква­жины, выраженная в функциях, учитываю­щих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа):

                                                                                            (5. 32)

где F_н(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 _н(р_нас).                                        (5. 33)

Величины Δ Η рассчитываются для каж­дого установившегося режима работы сква­жины при p_заб< p_нас по данным замеров в процессеее исследования величин p_заб, p_пл, 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 p_нас, 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 .

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: