77 что происходит с продуктивностью скважины с увеличением площади фильтрации

Обновлено: 07.07.2024

Литература(Книги)

Конечная цель бурения скважин — получение нефти и газа из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

11.1. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА [29]

1 . Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гид-рофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

2. Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.

3. В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

4. Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.

5. Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат — нефть.

6. Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, — меньше нуля.

11.2. КОЭФФИЦИЕНТ РЕЗЕРВА ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА

Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, используемые в физике нефтегазового пласта.

Гидростатическое давление р СТ — давление столба жидкости высотою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины:

p T cr = P«qZ, (11.1)

где Ргст — гидростатическое давление, Па; р ж — плотность промывочной жидкости, кг/м 3 ; q — ускорение свободного падения, 9,8 м/с 2 ; Z — рас стояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Для практических расчетов пользуются упрощенной фор- мулой

где р ТСТ — гидростатическое давление, МПа; р ж — плотность промывочной жидкости, кг/м 3 ; Z — расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Пластовое давление р т — давление, под которым жидкость содержится в порах проницаемой горной породы.

Коэффициент аномальности пластового давления к Л — отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды (р ж = р в = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины:

h=pJ0,0lZ. (11.3)

Пластовое давление считают нормальным, если к Л = 1. Если к Л > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким; при к Л < 1 — пониженным или аномально низким.

Индекс давления поглощения ка — отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статическому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения поглощения до устья скважины:

где р п — давление поглощения пласта, МПа; Z n — расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Относительная плотность промывочной жидкости р 0 — отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

Ро = Рж/Рв, (П.5)

где р ж — плотность промывочной жидкости, кг/м 3 ; р в — плотность пресной воды, кг/м 3 .

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле

где к р - коэффициент резерва, значения которого приведены ниже. Рекомендуемые коэффициенты резерва

Глубина скважины, м. 0-1200 1200-2500 >2500

Дифференциальное давление пласта, МПа 1,5 2,5 3,5

Допустимое значение кр . 1,1-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07

11.3. МЕТОДЫ ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ

Метод вхождения — это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи. В практике бурения применяют следующие методы (рис. 11.1).

Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

Рис. 11.1. Методы вхождения в продуктивную толщу:

1 — обсадная колонна; 2 — цементный камень; 3 — нефтеносные пласты; 4 — водоносные пласты; 5 — открытый ствол; 6 — пакер; 7 — фильтр; П— продуктивный пласт

(простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются.

Метод 3 (рис. 11.1, в). Перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементируют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

Метод 4 (рис. 11.1, г). В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

Метод 5 (рис. 11.1, д). При этом методе после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.

11.4. МЕТОДИКА ВЫБОРА СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ

При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

а) оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;

б) определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т.е. содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один - водой, второй - нефтью, третий - газом и т.д.);

в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

г) учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов давлений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе бурения.

Пример 11.1. Вариант А. Продуктивная толща залегает на глубине 2000 м и включает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7—8 м ): первый и третий — нефтеносные, второй — водоносный. Общая мощность толщи — 80 м, пластовое давление р ш \ = 19+20 МПа. Над продуктивной толщей залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше — доломиты с прослоями водоносных песчаников — пластовое давление р^а = 22 МПа (рис. 11.2).

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Увеличение площади фильтрации и повышение фазовой проницаемости при дальнейшем разрушении пены из-за снижения концентрации раствора в результате адсорбции ПАВ породой и перемешивания с остаточной и целиковой пластовой водой в реальных условиях приводит к увеличению продуктивной характеристики газовой скважины. Количество раствора, необходимое для обработки призабойной зоны, зависит от свойств ПАВ и его концентрации, а также от характера и степени неоднородности пласта. Как показывают опыты, при закачке газа в пористую среду вслед за раствором пенообразование в зависимости от вида пенообразователя усиливается до тех пор, пока количество закачанного газа в пластовых условиях не достигает 3 - 6 объемов раствора ПАВ. В дальнейшем происходит постепенное снижение пенообразования. Изучив реологию пен, можно управлять их свойствами, изменяя соотношения фаз, а также вводя в состав дисперсионной среды различные твердые и жидкие стабилизаторы. В период интенсивного пенообразования происходит снижение приемистости модели. Поэтому для уменьшения времени обработки скважины необходимо добиться того, чтобы пена образовывалась в пласте, а не в стволе скважины. [1]

Одним из способов увеличения площади фильтрации на порядок и более и повышения дебитов скважин и нефтеотдачи пластов является гидроразрыв пластов. [2]

Одним из способов увеличения площади фильтрации на порядок и более и повышения дебитов скважин и нефтеотдачи пластов является гидроразрыв пластов. Гидроразрыв пласта представляет собой образование в нем трещины обычно вертикальной при глубине залегания пластов ниже 1 км и горизонтальной при меньшей глубине, под действием высокого давления в скважине в продуктивном интервале и последующее закрепление щели закачкой специальной жидкости и чистого песка подобранных фракций. [3]

Отмечается некоторая тенденция понижения значения Rr B от увеличения площади фильтрации . [4]

Это свидетельствует о том, что основным из двух рассматриваемых факторов, определяющих увеличение притока при щелевом вскрытии пласта, является фактор увеличения площади фильтрации . [5]

В последние годы во всем мире, особенно на море и на шельфе, на месторождениях с низкой проницаемостью и высоковязкими нефтями все большее применение находит горизонтальное бурение для увеличения площади фильтрации и повышения дебитов при строительстве скважин вновь или проводке боковых стволов - дополнительных стволов от старого фонда скважин с пониженным со временем дебитом, нерентабельных и списанных скважин; скважин, преждевременно обводнившихся, аварийных, со смятыми обсадными колоннами, обрушившимися ПЗП, сломанными фильтрами и т.п. Бурятся горизонтальные стволы и боковые отводы на застойные участки месторождений, на невыработанные линзы. Целесообразно применять горизонтальное бурение кустов с десятками горизонтальных скважин ( до 60 и больше) с морских оснований высокой стоимости - около миллиарда долларов, чтобы оправдать затраты на обустройство промысла. [6]

В последние годы во всем мире, особенно на море и на шельфе, на месторождениях с низкой проницаемостью и высоковязкими нефтями все большее применение находит горизонтальное бурение для увеличения площади фильтрации и повышения дебитов при строительстве скважин вновь или проводке боковых стволов - дополнительных стволов от старого фонда скважин с пониженным со временем дебитом, нерентабельных и списанных скважин, скважин преждевременно обводнившихся, аварийных, со смятыми обсадными колоннами, обрушившимися ПЗП, сломанными фильтрами и т.п. Бурятся горизонтальные стволы и боковые отводы на застойные участки месторождений, на невыработанные линзы. [7]

Крепление насадок на наружной поверхности перфорированной трубы, которые одновременно выполняют роль ребер жесткости, позволяет повысить устойчивость фильтра к сминающим нагрузкам в глубоких и горизонтальных скважинах с высоким аномальным давлением, что обеспечивает увеличение площади фильтрации на 1 пог. [8]

Специфические условия процесса термокаталитической очистки отходящих газов - ограничения на гидравлическое сопротивление слоя катализатора и связанная с этим ограниченная толщина слоя катализатора - налагают на конструкцию реактора дополнительные требования, в первую очередь, по увеличению площади фильтрации очищаемого газа через слой катализатора и к конструктивному оформлению узлов загрузки и выгрузки катализатора. Так, для очистки 4 000 нм3 / ч отходящего газа при его объемном расходе 2 000 ч - потребность в катализаторе невелика: реактор должен вмещать 2 м3 катализатора. При этом весьма усложняется задача формирования тонкого однородного слоя катализатора, его загрузки и выгрузки. [9]

Специфические условия процесса термокаталитической очистки отходящих газов - ограничения на гидравлическое сопротивление слоя катализатора и связанная с этим ограниченная толщина слоя катализатора - налагают на конструкцию реактора дополнительные требования, в первую очередь, по увеличению площади фильтрации очищаемого газа через слой катализатора и к конструктивному оформлению узлов загрузки и выгрузки катализатора. Так, для очистки 4 000 нм3 / ч отходящего газа при его объемном расходе 2 000 ч 1 потребность в катализаторе невелика: реактор должен вмещать 2 м3 катализатора. При этом весьма усложняется задача формирования тонкого однородного слоя катализатора, его загрузки и выгрузки. [10]

Отметим, что в соответствии с графиками В. И. Щурова величина С может в некоторых случаях иметь отрицательное значение, тогда дебит реальной скважины должен быть выше, чем совершенной, а коэффициент совершенства будет больше единицы. Физический смысл этого может быть объяснен увеличением площади фильтрации скважины за счет большой поверхности перфорационных каналов. Другими словами, рост поверхности фильтрации за счет перфорационных каналов как бы увеличивает радиус скважины. [11]

Таким образом, фильтр удовлетворяет заданному ресурсу работы. Если ресурс меньше, требуемого, необходимо уменьшить скорость фильтрации иф путем увеличения площади фильтрации Рф , т.е. габаритов фильтра. При этом уменьшается ДР и повышается эффективность фильтра, т.е. проведения нового проверочного расчета гидравлического сопротивления и коэффициента очистки не требуется. [12]

Опыт применения продукта 119 - 204 в условиях месторождений Западной Сибири показал, что содержание остаточной воды в продуктивных пластах до 45 - 50 % не оказывает влияния на результат работ. В большинстве случаев наблюдается улучшение фильтрации нефти из обработанных реагентом продуктивных участков. Это объясняется удалением связанной воды с поверхности поровых каналов ( то есть увеличением площади фильтрации ) и гидрофобизацией пород. [13]

Недостаток сосудиков с перемешиванием заключается в том, что с ними довольно трудно работать тогда, когда мы имеем дело с концентрированными белковыми растворами. Другие, более сложные системы оказываются пригодными и в этих случаях, причем они обладают большей скоростью фильтрации. Высокая скорость тока жидкости в канальцах предотвращает возникновение градиента концентрации у стенок. При увеличении площади фильтрации скорость вытекания резко возрастает, но одновременно увеличивается неспецифическая сорбция белков, и в связи с этим при работе с разведенными растворами наблюдаются большие потери. [14]

Мембраны для микрофильтрации обычно имеют изотропную структуру. Они обладают высокой производительностью, особенно в начальный период эксплуатации. Микрофильтрацию, как правило, осуществляют при малых давлениях во избежание значительных деформаций, которым подвержены мембраны при приложении нагрузки. Мембраны для микрофильтрации чаще всего используют в виде дисков различных диаметров. В последнее время для увеличения площади фильтрации на основе микрофильтрационных мембран изготавливают патронные фильтры. Микрофильтрационные мембраны используют в основном в процессах напорной беспроточной фильтрации. [15]

Воздействие на продуктивность скважин

Продуктивность скважин — это характеристика добывающей скважины, которая определяет отбор полезного ископаемого и продуктивного пласта при ее эксплуатации.

Продуктивность скважины зависит от степени загрязненности призабойной зоны, физико-химических свойств горных пород, выбранного способа вскрытия, степени вскрытия пласта, ее диаметра, а также состава полезного ископаемого, гидродинамических параметров пласта, размера зоны дренирования, эффективности ее гидравлической связи с пластом.

Все факторы оказывают влияние на продуктивность скважины делятся на:

Механические.
Физико-химические.
Термобарические.
Физико-литологические.

Определение 2

Коллекторские свойства пород — это характеристика, которая определяет возможность горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы.

Коллекторские свойства пород во многом определяют степень продуктивности скважины. Данные свойства пород зависят от их структуры, порового пространства и минералогического состава. Одной из основных физико-литологических причин снижения проницаемости является разбухание глинистых пород, которое происходит из-за применения буровых растворов и заводнения скважины, производящегося для поддержания энергии пласта (внутрипластового давления).

К физико-химическим факторам, которые могут воздействовать на продуктивность скважины относятся отложения солей, асфальто-смолистых веществ на поверхности пород, а также образование эмульсий.

К термобарическим факторам, влияющим на продуктивность скважины относятся изменение давления или температуры, что становится причиной физико-химических факторов, а также изменение фильтрационных свойств полезного ископаемого и горных пород. Например, уменьшение температуры сопровождается увеличением вязкости нефти, падением степени ее подвижности и уменьшением производительности скважин. А при снижении пластового давления (уровня пластовой энергии) резко снижается проницаемость нефти через горные породы.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

К механическим факторам воздействия на продуктивность скважины относятся засорение призабойной зоны пласта остатками механических примесей, глинистыми материалами, а также процесс кольматации, который характеризуется образованием непроницаемой корки на породах и оборудовании.

Методы увеличения продуктивности скважин

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы, увеличивающие продуктивность добывающих скважин. Такие методы делятся на:

Физические.
Химические.
Механические.

К химическим методам увеличения продуктивности скважин относится обработка призабойной зоны органическими растворителями, кислотами, химическими реагентами и поверхностно-активными веществами.

Основным способом химического метода увеличения продуктивности пласта является кислотная обработка. Кислотная обработка скважин заключается в подаче на забой скважины раствора кислот под определенным давлением. Попадая в поры и трещины горных пород, благодаря своим химическим свойствам, кислоты способствуют их расширению и образованию новых каналов, по которым нефть движется к скважине. Для этих целей в основном применяют водные растворы плавиковой и соляной кислот. При этом концентрация кислоты в растворе находится в диапазоне от 10 до 15 %. Длительность такой обработки зависит от температуры на забое скважины, химического состава горных пород, давления, под которым кислота поступает в скважину и генезиса горных пород продуктивного пласта и может длиться от 2 до 16 часов.

К механическим методам относятся: торпедирование, гидроразрыв пласта и гидропескоструйная перфорация.

Процесс торпедирования заключается в воздействии на продуктивный пласт взрывом. Для осуществления этого способа в скважине, напротив продуктивного пласта, размещается взрывчатка. При взрыве ударная волна проходит по скважине, что способствует разрушению отложений (парафина, солей и т.п.).

Гидроструйкая перфорация представляет собой процесс создания отверстий в горной породе, за счет струй жидкости и песка, создаваемых специальными перфораторами. По новообразовавшимся трещинам, порам и каналам нефть двигается к скважине. Аппарат спускают в скважину по насосно-компрессорным трубам, а вытекающая из него смесь из воды и песка разрушает колонну, цементное кольцо и горную породу (скорость струи достигает несколько сот метров в секунду), глубина отверстий может достигать одного метра (рис).

Рисунок 1. Гидроструйкая перфорация. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Гидравлически разрыв пласта производится с помощью закачки в пласт жидкости под давлением (около 60 МПа), из-за чего в горной породе образуются новые трещины, по которым движется нефти. Для укрепления этих трещит в них нагнетают пластмассовые шарики или песок.

К физическим методам воздействия на продуктивность скважины относятся вибровоздействие и тепловые обработки. Целью тепловых обработок является удаление из пласта парафина и других веществ, для чего применяют электронагреватели, горячую нефть, пар и т.п.

При вибровоздействии на призабойную зону скважины по жидкости в трещинах пород распространяются колебания, которые образуют новые трещины и поры в них, для движения полезного ископаемого.

Жидкости по закону Дарси

Фильтрационный поток называется радиально-сферическим, «если векторы скорости фильтрации направлены в пространстве по прямым, радиально сходящимся к одной точке (или расходящимся от нее).

Благодаря центральной симметрии давление и скорость фильтрации зависят и в этом случае только от одной координаты r, отсчитываемой от центра (рис. 8). Примером потока, весьма близкого радиально-сферическому, является приток жидкости к гидродинамически несовершенной скважине малого диаметра, едва вскрывшей непроницаемую горизонтальную кровлю однородного пласта большой мощности (теоретически бесконечной). Если на забое скважины, представленной в виде полусферы радиуса r_с, поддерживается постоянное приведенное давление, , а на достаточно большом расстоянии от скважины, на полусферической поверхности радиуса R_к сохраняется постоянное давление и фильтрация в однородном пласте происходит по закону Дарси, то объемный дебит скважины определяется по формуле

Приведенное давление в любой точке пласта определяется по формуле

азакон движения частиц вдоль линии тока от точки с координатой r₀ до точки с координатой r описывается уравнением

Ответ: Q = 21,6 м 3 /сут.

Ответ: Q_m= 127 т/сут.

Ответ: p₁=9,28 МПа; p₂ = 10,06 МПа.

Определить средневзвешенное по объему пластовое давление, если известно, что давление на контуре питания р_к = 9,8 МПа (100 кгс/см 2 ), давление на забое возмущающей скважины p_с = 7,84 МПа (80 кгс/см 2 ), расстояние до контура питания R_к = 25 км, радиус скважины r_с = 10 см. В пласте имеет место установившееся плоскорадиальное движение несжимаемой жидкости по закону Дарси.

Ответ: р = 9,72 МПа (99,19 кгс/см 2 ).

Определить относительное понижение s_p/s= (H_к—Н)/(Н_к—H_с) пьезометрического уровня в реагирующих скважинах, расположенных от возмущающей скважины на расстояниях 1 м, 100 м, 1 км, 10 км. Движение жидкости установившееся плоскорадиальное по закону Дарси. Радиус скважины r_с = 0,1 м, расстояние до контура питания R_к=100 км.

Ответ: s_p/s равно соответственно 0,83; 0,50; 0,33; 0,167.

Ответ: Т = 1440 сут.

Ответ: t = 1600 сут.

Как изменится дебит скважины Q при увеличении радиуса скважины вдвое?

1. Движение происходит по линейному закону фильтрации.

2. Фильтрация происходит по закону Краснопольского.

Начальный радиус скважины r_с = 0,1 м. Расстояние до контуpa питания R_к = 5 км.

Ответ: 1) Q’: Q=l,07; 2) Q’: Q= 1,41, т. е. при движении жидкости по линейному закону фильтрации влияние изменения радиуса скважины менее интенсивно, чем при движении по закону Краснопольского.

Во сколько раз необходимо увеличить радиус скважины, чтобы дебит ее при прочих равных условиях удвоился?

1) Движение жидкости происходит по закону Дарси.

2) Жидкость фильтруется по закону Краснопольского. Начальный радиус скважины r_с = 0,1 м. Расстояние до контура питания R_к= 1 км.

Ответ: 1) n=100, r'_c=10 м; 2) n = 4, r'_с = 0,4 м.

Решение. Задачу можно свести к плоскорадиальной, если в формуле Дюпюи за контурное давление принять средневзвешенное по длине окружности давление р_к

3 м 3 /с - 192 м 3 /сут.

Ответ: Q=123 м 3 /сут.

Определить приведенное давление в точках, отстоящих на r = 20 м, 10 м, 5 м, 1,5 м, 1 м от центра забоя скважины, вскрывшей пласт бесконечной мощности на величину b = 0,5 м. На расстоянии R_к=1000м приведенное давление р_к*= 9,8 МПа (100 кгс/см 2 ), на забое скважины р_с*=7,35 МПа (75кгс/см 2 ), рллиус скважины r'_c = 12,4см. Фильтрация к скважине происходит по закону Дарси.

Ответ: соответственно р* = 9,77; 9,74; 9,68; 9,39; 9,19 МПа.

Скважина вскрывает пласт бесконечно большой мощности на небольшую глубину. Считая движение радиальносферическим, определить время перемещения частиц жидкости вдоль линий тока от точки с координатой r₀=100 м до точки с координатой r = 5 м. Скважина эксплуатируется с постоянным дебитом Q = 120м 3 /сут, коэффициент пористости пласта m = 15%.

Коэффициент продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
это отношение дебита скважины к депрессии.

Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины.
Не менее 4 раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки.
При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления.
Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Определяют величину депрессии на пласт.
Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта.
Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу).
Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления.

установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
отбору глубинных проб нефти
измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

Q = K(Pпл – Pзаб) n
где К - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].
n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая;
n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления;
n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления
Q - Дебит скважины [м³/сут].
ΔP - Депрессия [МПа].
Pпо - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].
Pзаб - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП),
подвижность нефти в ПЗП,
гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

Продуктивность по нефти
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Коэффициент продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
это отношение дебита скважины к депрессии.

Исследование скважин на приток

установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
отбору глубинных проб нефти
измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП),
подвижность нефти в ПЗП,
гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Фильтрация в неоднородных средах

Фильтрация в неоднородных средах

В продуктивных пластах в различных точках проницаемость неодинакова. При мелкомасштабном хаотичном изменении фильтрационных характеристик по пласту пласт считается в среднем однородно-проницаемым.

Пласт называется макронеоднородным, если его фильтрационные характеристики (проницаемость, пористость) значительно, скачкообразно отличаются в разных областях.

Различают следующие виды макронеоднородности:

а) Слоистая неоднородность (многослойный пласт), т.е. неоднородность по толщине пласта. Предполагается, что пропластки разделены непроницаемыми границами - гидравлически изолированы либо учитываются перетоки между слоями различной проницаемости - гидравлически сообщающиеся; поток в каждом пропластке - прямолинейно-параллельный или плоскорадиальный; в пределах каждого пропластка фильтрационные параметры постоянны, а на границе соседних они претерпевают скачок.

Если течение потенциально, то полный дебит пласта определяется как сумма дебитов всех пропластков. При практических расчетах указанный многослойный пласт можно заменить квазиоднородным с эффективной проницаемостью

где ki , hi - проницаемость и эффективная толщина i-го пропластка, h- эффективная толщина всего пласта.

б) Зональная неоднородность - пласт по площади состоит из нескольких зон различных фильтрационных параметров, на границах которых данные параметры меняются скачкообразно.

Согласно уравнению неразрывности, массовый дебит постоянен и равен:

Ø при прямолинейно-параллельном потоке

Ø при плоскорадиальном потоке

где В - ширина пласта; li , ri - протяженность i- й зоны или её внешний радиус (r0=rc); , i=1. n; n - число зон.

При замене зонально-неоднородного пласта - квазиоднородным следует использовать средние эффективные проницаемости:

Ø при прямолинейно-параллельном потоке

Ø при плоскорадиальном потоке

где L, Rк - расстояние от галереи до контура и радиус контура.

В практике важное значение имеет случай притока к скважине при наличии вокруг забоя кольцевой зоны с проницаемостью, отличной от проницаемости пласта (торпедирование или кислотная обработка, установка гравийного фильтра, глинизация или порофинизация призабойной зоны и т.д.). При данной задаче надо установить влияние различия проницаемостей кольцевой призабойной зоны и остальной части пласта на продуктивность скважины. С этой целью сравним дебит скважины в неоднородном пласте с двумя областями (n = 2 в формуле 3.60) проницаемости с дебитом скважины в однородном пласте (n = 1).

1) Недопустимость постановки прогноза на будущий дебит, исходя только из данных о проницаемости призабойной зоны пласта, а следует использовать квазиоднородное приближение (формула 3.62).

2) Ухудшение проницаемости призабойной зоны сильнее влияет на дебит, чем увеличение проницаемости в этой зоне. Если произойдёт заметное ухудшение проницаемости даже в небольшой области пласта, примыкающей к скважине, то дебит скважины резко снизится.

3) В случае фильтрации по закону Дарси увеличивать проницаемость призабойной зоны более, чем в 20 раз не имеет смысла, т.к. дальнейшее увеличение проницаемости практически не ведёт к росту дебита.

4) Нарушение в пластовых условиях закона Дарси усиливает положительное влияние увеличенной проницаемости призабойной зоны на производительность скважины.

Читайте также: