ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 103
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
μ – вязкость жидкости, мПа*с,
Rк и rс – радиус контура питания и радиус скважины, м.
Индикаторнаям диаграмма Q = f(Pзаб) 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 стремится к Рш,=Рк.
Индикаторная диаграмма Q=f(ΔР) (рис. 5) строится для определения
(17)коэффициента продуктивности скважин К.
По коэффициенту продуктивности можно вычислить другие параметры пласта: коэффициент гидропроводности
(18)
проницаемость пласта в призабойной зоне
(19)Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (рис.5.7). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.
Искривление индикаторной линии в сторону оси Δр означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:
- превышением скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при которых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр);
- образованием вокруг скважины области двухфазной фильтрации (нефть+газ) при Рзаб<Рнас; чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области;
- изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.
| | | |
2.4 Технология проведения гидропрослушивания
Гидропрослушивание относится к классу межскважинных гидродинамических исследований и проводится с целью определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта.
Технология гидропрослушивания предполагает синхронное проведение работ в нескольких скважинах, В одной из скважин (возмущающей) меняют режим работы, в остальных (реагирующих) фиксируют связанное с этим изменение давления.
Возмущающей может быть действующая, либо простаивающая добывающая, либо нагнетательная скважина.
До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 10-15 суток, простаивающая не должна эксплуатироваться в течение этого же срока. Нагнетательная скважина должна быть либо предварительно выключена, либо работать в стабильном режиме.
Возмущение состоит в изменении состояния скважины (при остановке, пуске, изменении дебита). Достаточность возмущения подтверждается обязательным специальным расчетом или оценкой характера взаимодействия скважин с помощью гидродинамического моделирования (например, с помощью программ «Well Test» или «Saphir»).
Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально остановленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины.
Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями не менее 10-15 суток. При выборе реагирующих скважин должны обязательно соблюдаться условия:
- возможность спуска манометра под уровень жидкости;
- наличие связи скважины с пластом.
В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них контрольно-измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемое™ ствола с вмещающим пластом путем долива жидкости или способом «оттатрывания». В скважинах с загрязненным забоем перед ГДП необходимо выполнить дополнительные работы по его очистке.
В реагирующих скважинах проводится непрерывная запись кривых изменения давления на забое во времени. Регистрация давления начинается не менее, чем за сутки до изменения режима работы возмущающей скважины, и продолжается в течение расчетного времени реагирования.
Оценка фильтрационных параметров пластов по результатам гидропрослушивания
При интерпретации результатов гидропрослушивания применимы те же подходы, которые используются для ГДИС в целом. Основная специфика интерпретации этого вида гидродинамических исследований состоит в том, что изменение давления в реагирующей скважине (аномалию ГДП) наблюдают на фоне общих изменений давления, вызываемых разработкой части или даже всей залежи.
Обнаружение аномалии ГДП в реагирующей скважине свидетельствует о ее гидродинамической связи с возмущающей скважиной. Скорость нарастания и величина аномалии определяются параметрами исследуемого пласта. По результатам ГДП возможна раздельная (независимая) оценка средних значений гидропроволности и пьезопроводности пласта. Это позволяет рассчитать среднюю работающую толщину пласта – то есть толщину, по которой происходит движение флюида по пласту на момент исследования. Это очень важная информативная возможность метода, отличающая его от других модификаций ГДИС на рисунке
Рисунок 6 – Оценка проницаемости и эффективной работающей толщины пласта по результатам гидропрослушивания
2.5 Определение пластового давления
Пластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется:
1) путем прямых измерений глубинными манометрами;
2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления;
3) по глубине стати где Нп ‑ глубина средней точки интервала перфорации; zср ‑ средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Тср в стволе скважины.
В газовых скважинах со столбом жидкости на забое пластовое давление определяют по соотношению
, (20)где ρг ‑ давление газа на глубине статического уровня, рассчитываемое по формуле, МПа; Нст ‑ глубина статического уровня, м; δЖ ‑ средняя плотность жидкости в интервале глубин от Нп до Нст.
Наличие сведений о давлениях в отдельных пластах, разрабатываемых совместно, позволяет устанавливать интервалы повышенного воздействия на них закачиваемых вод и тем самым прогнозировать опережающее обводнение этих интервалов.
Особого подхода требуют исследования малодебитных фонтанирующих скважин (до 40 м3 /сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В первом случае исследования проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром. Периодически фонтанирующие скважины должны исследоваться по специальной методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изучение проводится в три цикла.
Первый цикл (в закрытой скважине) предусматривает определение положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комнрессорных труб, нефтеводораздела и получение фоновых кривых температуры и давления.
Второй цикл включает регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. Комплексный прибор, имеющий датчики расхода и давления, помещают над объектом и снимают их показания по времени после пуска скважины в работу до прекращения ее работы. После этого скважину закрывают для восстановления забойного давления, статического уровня;
4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов.
Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи.
Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют:
1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;
2) измерением глубины динамического уровня;
3) измерением давлений на устье скважин.
В добывающих скважинах рзаб < рпл , в нагнетательных – рзаб > рпл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин.
2.6 Отбор глубинных проб нефти и газа. Методика глубинных измерений
Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин.
Рисунок 7 - Пробоотборники ПД-3М (а) и ВПП-300 (б).
а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм; 3 - ходовой винт; 4 - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7- верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта; 11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана;
б - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени.
Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти.
В зависимости от свойств нефти