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.
На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.
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 измерением дебита, обводненности, Рзаб и DR= Рпл-Рзаб только на одном режиме.
Дебит нефти измеряют на устье скважины объемным методом Q= V/t , путем подачи нефти в специальные измерительные емкости (открытые горизонтальные или вертикальные сосуды) или на автоматизированные групповые замерные установки закрытого типа.
Объемный дебит определяют по формуле:
;
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)).
Если продукция обводнена, то, на основе коэффициента обводненности (nв), определяют отдельно дебит по каждой жидкости.
|
|
|
, 
, м3/ч, м3/сут или т/сут
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:
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.
Результаты исследования записывают в таблицe
| Режим | Рпл | Рзабi | DPi=Рпл-Рзаб | Qi | Ki= Qi/ΔPi |
| 1 | Рпл | Рзаб1 | DR1 | Q1 | К1 |
| 2 | Рпл | Рзаб2 | DR2 | Q2 | К2 |
| 3 | Рпл | Рзаб3 | DR3 | Q3 | К3 |
4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований.
По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Q = f(Рзаб) или от депрессии Q = f(DR), называемые индикаторными диаграммами (ИД).
|
|
|
Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси.
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).
При больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа) строят обе диаграммы.
Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) применяется для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (скважина не работает и Рзаб стремится к Рпл).
Индикаторная диаграмма Q = f ( D R ) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К.
При линейном законе фильтрации (т.е. скважина совершенна, дебит и вязкость приведены к пластовым условиям, течение ламинарно) коэффициент продуктивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов.
По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.
|
|
|
Откуда коэффициент гидропроводности
И проницаемость пласта в призабойной зоне
Если скважина несовершенна,
и если флюиды сложные по составу (объемный коэффициент не равен 1), то это надо учесть:
По коэффициенту продуктивности (К) определяются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине:
;
.
где Вн и ρндег - 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 или по следующей формуле, приведенной в Л2:
с = 3,58[0,34 – 0,3 ln ( l / d ) + 0,17{ ln ( l / d )}2] x [2,07 – 1,64 ln ( N ∙ d ) + 0,4{ ln ( N ∙ d )}2] x
x [0,3 – 0,24 ln ( D / d ) + 0,01{ ln ( D / d )}2] – 1 , где
l – средняя эффективная длина перфорационных каналов; N – плотность перфорации; D – диаметр перфорационных каналов; d – диаметр скважины.
Реальные ИД не всегда получаются прямолинейными.
1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси;
2- Искривление индикаторной линии в сторону оси DP объясняется тремя причинами: 1) нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 2) образование 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
3 - Искривление ИД в сторону оси Q объясняется двумя причинами: 1) некачественные измерения при проведении исследований; 2) неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков (с ростом депрессии включаются в работу новые пропластки и дебит растет непропорционально быстро).
Неправильно замеренное пластовое давление также может привести к искривлению индикаторной диаграммы – в начальном участке.
2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 - замеренное пластовое давление соответственно завышено и занижено против фактического.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 709; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!