Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах

Зависимость (1.1), т. е. Q = f (∆p), не линейна, так как параметры k, h, μ, R_K и г₀ могут неявно зависеть от ∆р. Поэтому параметр K.= Q/∆p, который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является  константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости, или смеси нефти и воды величина К, практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимости Q=f(∆p), т. е. к определению К.

Если К — существенно переменная величина (фильтрация газированной, жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости Q=/(∆p), но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые от него зависят (например, μ(р), h (∆р), К(р) и др.).

Зависимость Q=/f(∆p), графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового-режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до ее окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких, часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для  фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности К добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) или его зависимость от перепада давления.

Для установления гидропроводности пласта ε необходимо независимо оценить R_k и r. Значение R_K без существенного ущерба для точности обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

      Приведенный радиус r, зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных  аналитических или корреляционных методов (например, методом В. И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров т и ε можно -получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   2.Приборы, используемые  при гидродинамических исследований  скважин

 

  В процессе  исследования насосных скважин  Туимазинского месторождения изменение  забойного давления регистрировалось лифтовыми манометрами МГЛ-5 с десятисуточным заводом часового механизма. Манометры подвешивались непосредственно под насосом и спускались до интервала перфорации или близко к нему. Давления в фонтанных скважинах, а также в остановленных насосных скважинах (при поднятом оборудовании) замеряли при помощи глубинных манометров МГГ-2У и МТП. Тщательная наладка и тарировка приборов позволили повысить класс точности геликсных манометров до 0,35, т. е. замерять давление с точностью от 0,4 am (для манометров с пределом измерения до 100—120 сап) до 0,7 am (для манометров с пределом измерения до 200 am).

Для снятия кривых восстановления забойного давления после остановки скважины (или кривых изменения давления после смены режима работы) применялись дифференциальные глубинные и лифтовые манометры ДГМ-4 и ДЛМ конструкции УфНИИ.

Замеры температуры  в скважинах Шкаповского месторождения проводились при помощи глубинных термографов с точностью до ±1° С; на Туймазинском месторождении температурные измерения проводились при помощи сконструированных в цехе КИП Туймазанефти глубинного и лифтового термографов с точностью до ±0,3° С.

Дебиты нефти  замеряли рейкой в мернике. Обычно замеры проводились ежедневно в течение 6—8ч с контрольным определением уровня через каждый час работы скважины; при необходимости замеры дебита делались в течение более длительного времени.

При исследовании малодебитных глубиннонасосных скважин последние ставились под замер на 8—12 ч, а иногда и на целые сутки с промежуточными замерами через 6—8—12 ч.

Отсчет высоты уровня жидкости в мернике делался с точностью до ±1,0 см. Перепад же уровня замерялся, следовательно, с точностью до ±2 см. Максимальный замеряемый перепад составлял обычно около 170 см (при высоте мерника 200 см); цена деления мерника равнялась примерно 50 кг/см.

При исследовании многодебитных скважин (Q 250 т/сутки) заполнение мерника жидкостью происходило обычно за 40 - 50 мин. Отсюда максимальная погрешность при замере дебитов скважин рейкой не превышала

(± ) 2 * [см/ч] * 50 [кг/см] * = ± 3,6 т/сутки.

С уменьшением  дебита скважины и увеличением продолжительности одного замера погрешность определения дебита уменьшалась.

Так, при дебите скважины 100 т/сутки заполнение мерника происходило примерно за 2 ч. Ошибка в замере дебита составляла уже только

(± ) 2 * [см/ч] * 50 [кг/см] * =± 1,2 т/'сутки.

Расход газа в процессе исследований замерялся  расходомерами ДП-430, устанавливаемыми после трапа на газовой линии.

При исследовании скважин на Туймазинском месторождении, где предельное давление фонтанирования мало отличается от давления насыщения, использовались вставные и трубные штанговые глубинные насосы и электроцентробежные погружные насосы ЭПН-40, ЭПН-90, ЭПН-160 и ЭПН-250. Насосы вместе с лифтовыми манометрами спускали на насосно-компрессорных трубах возможно ближе к интервалу перфорации с целью получения более точного замера забойного давления и уменьшения влияния свободного газа на работу насосов.

Как правило, исследование каждой скважины продолжалось в течение нескольких месяцев (иногда более года). Через каждые 10—15 суток проводились спуско-подъемные операции и устанавливались ЭПН на глубине до 2000 м.

Исследовать фонтанные скважины на Шкаповском месторождении было намного проще, однако здесь глубинные измерения давления и температуры в каждой скважине приходилось делать ежедневно и порою по несколько раз в день.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.Обработка  результатов исследования скважин методом установившихся отборов.

 

Прямолинейная диаграмма 1 характерна для ламинарной фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси, диаграмма 2 (прямолинейная в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения нефти газом — Рзаб>Рнас — и криволинейная, с выпуклостью к оси дебитов, в диапазоне Рзаб<Рнас)—для фильтрации газированной жидкости на участке Рзаб<Рнас

    Диаграммы  типа 3 (криволинейные при Рзаб>Рнас) указывают на зависимость проницаемости пласта от давления (деформируемые трещины), нарушение ламинарности фильтрационного потока или на совместную зависимость от этих факторов; диаграмма 4 — на проявление указанных факторов при скоростях  фильтрации перепадах давления,                          Рис. 1.1Обработка индикаторной диа- превышающих     или   определенные       граммы при фильтрации в пласте гази- критические    значения.  

рованной  жидкости

       Проявление деформации . трещинных каналов при нагнетании в пласт рабочих агентов характеризуется кривой З' а фильтрация, не соответствующая линейному закону выпуклость                                            

диаграммы при фильтрации в пласте

газированной  нефти                   

      Для скважин эксплуатирующих  многопластовые объекты возможны  более сложные формы индикаторных кривых. Это зависит от подключения или отключения отдельных пластов при определенных забойных давлениях, перетоков жидкости между пластами, различных характеров фильтрации жидкости в них и т. п.

       Основной задачей при исследовании скважин методом установившихся отборов является определение коэффициента продуктивности скважин К, характеризующего изменение дебита скважины, приходящееся на единицу депрессии, т. е. разности между пластовым и забойным давлениями.

 

                                                ,                                             (1.1)

В пределах справедливости линейного закона фильтрации  жидкости, т. е. при линейной зависимости ∆Р (Q), коэффициент продуктивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов ( оси абсцисс)

                                                                                                (1.2)

где - пластовое давление на забое остановленной скважины;

- это давление на забое работающей скважины

 При исследовании  нагнетательных скважин вместо  коэффициента продуктивности оперируют  коэффициентом  приемистости, равным  отношению количества  закачиваемой  в пласт жидкости к приращению  пластового давления.

При отклонении от линейных закона фильтрации в призабойной  зоне уравнение индикаторной кривой в большинстве случаев может  быть выражена формулой

                                                    .                                              (1.3)

представив эту формулу  в виде зависимости 

                                                   ,                                                  (1.4)

получим индикаторную прямую в координатах  /Q; Q, отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b (рис. 2).В этом случае К является величиной переменной зависящей от дебита скважины.

Для газовых скважин К определяется по уравнению

                                                 .                                          (1.5)

По коэффициенту продуктивности скважин, определенным методом установившихся отборов, можно вычислить также  другие параметры пласта.

Есть 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

                                               ,                                        (1.6)

где - объемный дебит скважины в пластовых условиях;

- среднее давление на круговом  контуре радиуса  .

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 скважины и соседними, ее окружающими.

Тогда, считая, что

                                                             ,                                       

 

формулу записывают в  виде 

                                                      

                                                                                                 Q

 

Рис. 2 Индикаторная диаграмма  при нелинейном законе фильтрации

Откуда коэффициент гидропроводности

                                                                                             (1.7)

и проницаемость пласта в призабойной зоне

                                                        .                                          (1.8)

Если скважина не является гидродинамически не совершенной, в  формулы вводят безразмерный коэффициент  С, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление скважины, несовершенной по характеру и степени вскрытия.

                                                         .                                (1.9)

При этом считается, что 

                                                      .                                    (1.10)