Исследование скважин при установившемся режиме фильтраций

поэтому для промысловых  измерений давления лучше пользоваться

кратными единицами –  мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа) .

      Коэффициент  продуктивности обычно определяют  по данным

индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный

участок, который затем  переходит в криволинейный, то коэффициент

продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для

установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку

необходимо знать перепад  давления, соответствующий этому

коэффициенту.

      По полученному  в результате исследования скважины

коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы,

подбирают     необходимое      эксплуатационное   оборудование.  По

изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок

призабойной зоны скважин, а  также о качестве подземных ремонтов.

Сравнивая газовые факторы  и коэффициенты продуктивности до и  после

обработки или ремонта  скважины, судят о состоянии скважины.

 

 

 

3.2 Расчет параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности скважин

 

Скважина эксплуатирует  пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения  нефти газом равно 140·10⁵ Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).

Для определения параметров пласта можно использовать следующие  величины:

R_k=200 м, радиус контура; r_c = 0,124 м – радиус скважины ;

Свойства нефти и газа при р_нас: µ= 1,5 мПа·с; µ_т= 0,016 мПа·с, φ_н=1,25 и ρ_н^дег= 0,85 г/см³.

Таблица 1 Результаты исследования скважины при установившихся режимах  работы

Режим	Qж, т/сут	Qн, т/сут	Газовый фактор		Давление, Па
			мз/т	м3/м3	рпл	рзаб
1 2 3 4	20,0 26,0 32,0 38,1	17,1 21,9 28,7 32,1	901 753 663 664	766 640 564 565	81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105	71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105

Значения произведения (µ_тφ_нпри средних значениях давлений (между пластовым и забойным)на режимах приводятся в табл. 2.

Таблица 2 Значения (µ_тφ_н) при различных режимах работы скважины

Наименование

Режим

1

2

3

4

Средние давления Рпл+Рзаб 2          Па Произведение (µтφн), мПа·с

76,2·105 2,29

75,0·105 2,31

73,4·105 2,32

70,8·105 2,34

В рассматриваемом случае

 

Следовательно, для расчетов ∆Н необходимо использовать первые зависимости Н (р) дляа = 0,005. Из вспомогательного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) располагаются в области р*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле приа= 0,375.

 

Рис. 2 Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Q_ж, .

По прямолинейному участку  кривой определен коэффициент

 м³/(с·Па).

Проницаемость призабойной  зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42) 

 

м²= 0,603 Д.

Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих  задач:

• измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы  флюидов и их физических свойств;

• измерение и регистрация  во времени забойных и пластовых  давлений, температур, скоростей потоков  и плотности флюидов с помощью  глубинных приборов (датчиков) и  комплексов;

• определение (оценка) МПФС и параметров пластов гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС;

• оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и  исходных замеренных данных.

 

 

 

3.3 Совершенствование  техники и технологий по исследованию скважин.

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание  пластового давления и, что более  важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия  могут быть иными, и они часто  находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать  его.

Часто методы воздействия  преследуют обе цели, т. е. поддержание  пластового давления и увеличение конечного  коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов  воздействия на залежи нефти очень  велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом  остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие  основные методы воздействия на пласт.

А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

1. Законтурное заводнение.

2. Приконтурное заводнение.

3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:

а) разрезание залежи линейными  или круговыми рядами нагнетательных скважин;

б) блочная система заводнения;

в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение;

д) площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

1. Закачка воздуха. 

2. Закачка сухого газа.

3. Закачка обогащенного  газа.

4. Закачка газа при  параметрах, близких к критическим. 

В. Тепловые методы воздействия.

1. Закачка в пласт горячей  воды.

2. Закачка перегретого  пара.

3. Создание в пласте  подвижного фронта горения. 

4. Тепловая обработка  призабойной зоны пласта.

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах  и другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных  выше. К этим методам можно отнести  закачку различных веществ в  пласт, таких как растворители с  последующим их проталкиванием сухим  газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с  последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с  пластовой нефтью и вытесняющим  агентом

водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при  давлениях закачки в специальных  аппаратах - газогенераторах.

Основное назначение многих из этих методов - не поддержание пластового давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с  попутным эффектом - частичным поддержанием пластового давления.

Как показывают исследования, объем растворителей при закачке  должен составлять от 5 до 15% объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень  мощные компрессорные установки  высокого давления (превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой  нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной  воды и СО2 - необходимы очень большие  количества углекислого газа, получение  которого в нужных количествах также  вызывает большие технические трудности  и требует специальных капитальных  вложений.

 

 

 

Заключение

Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих  задач:

• измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы  флюидов и их физических свойств;

• измерение и регистрация  во времени забойных и пластовых  давлений, температур, скоростей потоков  и плотности флюидов с помощью  глубинных приборов (датчиков) и  комплексов;

• определение (оценка) МПФС и параметров пластов гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС;

• оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и  исходных замеренных данных.

 

Список используемой литературы

 
1  Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб.для вузов.- М.: Недра, 1990. - 427 с. 
 
2 Булатов А.И. , Качмар Ю.Д., Макаренко П.П. Яремийчук Р.С. Освоение скважин:Справочное пособие/ Под. Ред. Р.С. Яремийчука.  – М.:ООО»Недра - Бизнесцентр», 1999. – 473с.: ил. 
 
3Акульшин А.И., Акульшин А.А., Бойко В.С., Дорошенко В., Зарубин Ю.А. 

Технология добычи, хранения и транспортировки нефти и газа. 
 
4 Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. 
 
5 Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. 
 
6 Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебноепособин для вузов. 
 
7 Справочник мастера по подготовке газа: Учебно-практическое пособие/ Карнаухов М.Л., Кобычев В.Ф.