Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой нефтяных и газовых месторождений, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, коэффициент гидропроводности, подвижности, пьезопроводности и др.

Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту.

(1)

Размерность К зависит от выбранных размерностей Q:

т/(сут МПа) или м³/(сут МПа). Данный коэффициент характеризует количество добываемой жидкости при изменении перепада давления на одну единицу. Он оценивает потенциальные добывные возможности скважины.

Коэффициент гидропроводности пласта:

(2)

его размерность м³/ ;. данный коэффициент характеризует гидропроводимость пласта в зависимости от значения проницаемости, толщины пласта и вязкости добываемой жидкости.

Коэффициент подвижности:

(3)

данный коэффициент характеризует гидравлические свойства пласта и имеет размерность м²/(Па с).

Коэффициенты продуктивности скважин и гидропроводности пласта находятся в прямой зависимости:

(2π∙ε)/ln (4)

Коэффициент пьезопроводности пласта ???? характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменением режима эксплуатации скважин. Чем больше ????, тем меньше при равных условиях время, в течение которого давление в точке наблюдения изменится

---

вследствие изменения давления в другой скважине. Поэтому пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима. Для однородного пласта коэффициент пьезопроводности:

(5)

где и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта, МПа^-1; m - эффективная пористость; - коэффициент упругоемкости пласта, МПа^-1.

Размерность ????при этом м²/с. для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, пьезопроводность изменяется в широком диапазоне (от 10^-2 до 10²м²/с).

Гидродинамическое совершенство отдельной скважины характеризуется ее приведенным радиусом и коэффициентом гидродинамического совершенства

(6.)

Все эти параметры рассчитываются при обработке данных исследования пласта методом восстановления давления или методом установившихся отборов.

2 Гидродинамические методы исследования

2.1 Технология исследования скважин при неустановившихся режимах.

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, то есть в получении и обработке кривой изменения давления во времени. При этом значительно сокращаются затраты времени на исследование.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита и забойного давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы и последующем измерении изменения забойного давления в скважине. Забойное давление измеряют глубинным манометром. Исследования проводят в следующей последовательности.

1. 
   В скважину спускают скважинный манометр, который регистрирует на бланке изменение давления на забое во времени.
   
2. 
   После непродолжительной выдержки манометра на забое работающей скважины ее закрывают.
   

---

3. Через 2-3 часа пребывания манометра на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения забойного давления во времени.

Графические методы изображения результатов исследования.

На кривой, записанной манометром (рис.6.2), выделяются следующие характерные точки и линии. Линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске манометра в скважину. Линия ВС показывает забойное давление в скважине перед остановкой. Точка С соответствует остановке скважины. Линия СД характеризует изменение давления на забое скважины после прекращения в ней отбора. Расстояние от оси времени до точки Д определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает изменение давления при подъеме манометра.





Рисунок 3- Характерная кривая записи скважинным манометром изменения давления на забое скважин




Рисунок 4 -. Кривая восстановления забойного давления

Так как экспериментальная кривая, снятая скважинным манометром, вычерчена в системе координат P-t, а теоретическое решение неустановившегося течения определяется зависимостью изменения давления от логарифма времени, полученную кривую перестраивают в новую систему координат P-lgt. Полученная кривая на этом графике носит название кривая восстановления забойного давления.

Зависимость неустановившегося режима фильтрации описывается уравнением:

(7)

где Q - дебит скважины перед остановкой, - приведенный радиус скважины, - пьезопроводность пласта.

Обработка результатов исследования.

Для определения входящих в уравнение 6.6 гидродинамических параметров формулу записывают в виде:

(8)

где

---

(9)

(10)

Эта формула отражает уравнение прямой линии в полулогарифмических координатах P-lgt, наклоненной к оси абсцисс под углом а и отсекающий на оси ординат отрезок А (рис. 4). Коэффициент i равен тангенсу угла а и называется уклоном прямой. Для нахождения i на полученной прямой на рис. 6.3 выбирают две любые точки, находят их координаты и рассчитывают i по формуле:

(11)

Дальше вычисляют:

гидропроводность

(12)

проницаемость

(13)

коэффициент подвижности

(14)

где m - коэффициент пористости; и - коэффициенты сжимаемости и породы.

Приведенный радиус скважины

(15)

2.2 Технология исследования скважин при установившихся режимах.

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 Рзаб (ΔР). 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 (/); изменением числа качаний балансира (n); одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. ;

На скважинах, оборудованных ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противо­давления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.

---

Дебит и давление измеряют в конце периода стабилизации. 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.

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют на каждом установившемся режиме: дебит нефти (газа); пластовое давление; забойное давление; количество выносимого песка; количество выносимой воды; газовый фактор продукции скважины.

Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом 0= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на автома­тизированные групповые замерные установки (АГЗУ) «Спутник».

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:

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

2) расчетным - гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидко­сти в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движении двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д.; значения Р_заб получаются менее точны.

3. 
   По результатам исследований заполняют таблицу.
   

2.3 Построение индикаторных диаграмм
По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Р_заб или от депрессии (ΔР=Р_пл-Р_заб), назы­ваемые индикаторными диаграммами (ИД). Индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ни­же оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. 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:

, (16)

где Q – дебит скважины, см³/с;

к – проницаемость продуктивного пласта, мкм²;

Р_пл, Р_заб – пластовое и забойное давление, кгс/см²;

h – толщина пласта, см;

---

Смотрите также файлы

• Поползин Иван Юрьевич к т. д., доцент фгбоу во Сибирский государственный индустриальный университет.docx

• Рабочая программа учебного предмета Обществознание.doc

• Эмоции и эмоциональный интеллект в профессиональной деятельности.docx

• Самостоятельная работа по теме Запросы к поисковому серверу.docx

• А bQ cQ2 d.pdf