Напишем:


✔ Реферат от 200 руб., от 4 часов
✔ Контрольную от 200 руб., от 4 часов
✔ Курсовую от 500 руб., от 1 дня
✔ Решим задачу от 20 руб., от 4 часов
✔ Дипломную работу от 3000 руб., от 3-х дней
✔ Другие виды работ по договоренности.

Узнать стоимость!

Не интересно!

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 Rзаб (DR).

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 (l);

·         изменением числа качаний балансира (n);

·         одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.

Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая  подача насоса превышает приток  жидкости из пласта) прибе-гают изменению глубины подвески насоса.  В этих случаях на всех режимах Ндин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле:

Рзаб=rg(H-Hдин)                                                       (5.5)

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

На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл>Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют  в конце периода установления. 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:

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 Рзабi>Pнас, 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, Рзаб  и DR= Рпл-Рзаб 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:

Последовательность проведения исследований;                                                           (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 (nв),  которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин.

 Тогда дебиты:

Последовательность проведения исследований,    Последовательность проведения исследований,    Последовательность проведения исследованийили Последовательность проведения исследований                    (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 Рзаб получаются менее точными:

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

Рзаб = Ру+grжН

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

Рзаб=Ру+gHrж(Н) – графоаналитический метод

в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи

Рзаб=(Н-Ндин)grж(Н)

где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине.

3. По результатам исследований заполняют таблицу

Таблица 5.1

Результаты исследования скважины

Режим

Рпл

Рзабi

DPi=Рпл-Рзаб

Qi

Последовательность проведения исследований

1

Рпл

Рзаб1

DR1

Q1

К1

2

Рпл

Рзаб2

DR2

Q2

К2

3

Рпл

Рзаб3

DR3

Q3

К3

4

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 Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

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

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

Последовательность проведения исследований                                                      (5.8)

где   Q — объемный   дебит   скважины   в   пластовых   условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса .

 

Последовательность проведения исследований

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.

Последовательность проведения исследований

Рис. 5.3 Индикаторная диаграмма Q = f(DR)

Индикаторная диаграмма Q=f(DR) строит-ся для определения коэффициента продуктивности скважин К.

Последовательность проведения исследований                      (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.                   

      Последовательность проведения исследований                                                      (5.10)

Откуда  коэффициент гидропроводности       Последовательность проведения исследований                                (5.11)

И проницаемость  пласта  в  призабойной зоне   Последовательность проведения исследований                               (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:

                                                     Последовательность проведения исследований;                                           (5.13)

 

                                                      Последовательность проведения исследований.                                          (5.14)          

 

 где Последовательность проведения исследований - объемный   коэффициент  и плотность дегазированной нефти;

   Rк - радиус контура питания rc - 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 Последовательность проведения исследований, плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в колонне Последовательность проведения исследований и глубины каналов в пласте при перфорации Последовательность проведения исследований.

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Последовательность проведения исследований

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>Vкр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, 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:

Последовательность проведения исследований 

Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т.е. с ростом DP=Рпл-Рзаб) растет работающая толщина пласта (hэф.), 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).

 

Последовательность проведения исследований

 

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:

Последовательность проведения исследований,                                           (5.15)

а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах      

Последовательность проведения исследований

Последовательность проведения исследований

(5.16)

 где а и b – постоянные численные коэффициенты.

Получим индикаторную прямую в координатах Δр/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.

Последовательность проведения исследований

Рис. 5.6  Индикаторная   диаграмма    при   нелинейном законе   фильтрации:

а  - ИД в координатах Δр -  Q;    б - ИД  в координатах Δр /Q -  Q.

Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как

Последовательность проведения исследованийПоследовательность проведения исследований,                                                         (5.17)

где Последовательность проведения исследований, (с1 и с2 – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенст-вом скважины по степени и характеру вскрытия).

По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта

  Последовательность проведения исследований;                                            (5.18)

  Последовательность проведения исследований                                               (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:

Последовательность проведения исследованийПоследовательность проведения исследований,                                         (5.20)

где dэф- эффективный диаметр песчинок;

       k- коэффициент проницаемости, мкмПоследовательность проведения исследований;

       g - удельный вес, г/смПоследовательность проведения исследований;

       f – площадь вскрытия забоя.

Несовершенная скважина (по характеру вскрытия)

Последовательность проведения исследований,                                          (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.

Последовательность проведения исследований,                                             (5.22)

где Последовательность проведения исследований;

        a, b, c - постоянные коэффициенты для исследуемой скважины (а - характеризует измене-ние проницаемости пласта и упругость (bж) жидкости при изменении давления; b – коэффици-ент, обратный продуктивности скважины; с- учитывает роль инерционных сил при фильтрации)

Последовательность проведения исследований ,                                                            (5.23)

Последовательность проведения исследований                                                           (5.24)

Последовательность проведения исследований                                                    (5.25)

где Последовательность проведения исследований  — 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,Последовательность проведения исследований Q2, Последовательность проведения исследований Q3, Последовательность проведения исследований можно ориентировочно оценить величину коэффициента по формуле

                                                              Последовательность проведения исследований                                               (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

                                                      Последовательность проведения исследований                            (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:

Последовательность проведения исследований                                                 (5.29)                                                                                                     Последовательность проведения исследований                                                (5.30)

Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по формуле

                                                                Последовательность проведения исследований                                              (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 (Последовательность проведения исследований), индикаторная кривая должна строиться в координатах ®Последовательность проведения исследований Здесь Последовательность проведения исследований - депрессия на забое скважины, выраженная в функциях, учитывающих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа):

                                                     Последовательность проведения исследований                                                (5.32)

где (ρ) - относительная проницаемость пласта для нефти при наличии свободного газа;            μн(p), ωн (p) - зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления.

Определяемый по прямолинейному участку коэффициент Последовательность проведения исследований является аналогом коэффициента продуктивности скважины (при однофазном потоке) и связан с ним соотношением

*   Последовательность проведения исследованийПоследовательность проведения исследований                                         η΄=ημнωн(рнас).                                            (5.33)


Предыдущие материалы: Следующие материалы: