Исследование скважин методом установившихся отборов

Обновлено: 07.07.2024

8.2.1 Исследования методами установившихся и неустановившихся отборов

Для определения коэффициентов приемистости скважин проводят исследования методами установившихся и неустановившихся отборов.

Коэффициенты продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин характеризуют изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления, выражаемые, соответственно, в т/сут./0,1МПа и м 3 /сут./0,1МПа.

1)Метод установившихся отборов основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке. По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины.

2)Метод неустановившихся отборов основан на снятии кривой восстановления давления (КВД) в фонтанных или кривой восстановления уровня (КВУ) в механизированных скважинах. Для снятия КВД в действующую скважину спускают манометр и фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, а манометр оставляют в скважине с использованием специальных часов с 10-суточными заводом. Манометры регистрируют выполаживающуюКВД от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательных скважинах показан на рисунке 1. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

Рисунок 8  Кривая восстановления давления в остановленной скважине: а) добывающей; б) нагнетательной

8.2.2. Исследование методом фильтрационных волн давления

Метод ФВД предпочтительнее, чем методики, основанные на создании в пласте единичного возмущения. К его преимуществам относятся:

возможность отделения случайных возмущений, накладывающихся на сигнал реагирования;

использование в расчетных формулах для получения гидродинамических параметров пластов только величин, измеренных в ходе исследования;

повышенная информативность, точность и лучшая воспроизводимость полученных результатов.

8.2.3.Контроль температурного режима залежей

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизические, термохимические методы) происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм. Температурные замеры в скважинах используются также для изучения работы фонда скважин [5]. При разработке нефтяных месторождений с заводнением комплекс температурных исследований предусматривает:

контроль за температурой нагнетаемой в пласты воды;

наблюдение за изменением геотермических условий продуктивных горизонтов;

наблюдение за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу нагнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверхности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для нагнетания в пласт воды из поверхности источников подвержена сезонным изменениям.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью проводят температурные измерения в длительно простаивающих, специально пробуренных контрольных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надежные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получаемых данных такие же, как и при изучении естественного теплового фона [15].

Исследование скважин методом установившихся отборов.

Исследования методом установившихся отборов проводится с целью контроля продуктивности скважин, изучения влияния режима работы скважины на ее продуктивность и оценки фильтрационных характеристик пласта.

При исследовании необходимо на нескольких (не менее 3) режимах работы скважины замерить дебит и забойное давление, а также измерить пластовое давление в остановленной скважине.

Должно быть обеспечено установление режима работы. Время стабилизации определяется либо опытным, либо расчетным путём (обычно это 2-2,5 суток).

Подготовительные работы.

Перед началом проведения работ по замеру забойного давления необходимо произвести работы по шаблонированию лифта НКТ (п.4.1.1-4.1.2).

· Подключить к разъему скважинного автономного манометра «Микон 1007» или «САМТ-02» (прибор) компьютер и запустить прибор;

· Поместить прибор в лубрикатор, предварительно соединив его при помощи подвески с каротажной проволокой;

· Произвести герметизацию лубрикатора путем завинчивания лубрикаторной головки в лубрикатор;

· При помощи уплотняющего винта на лубрикаторной головке ослабить усилие в сальниковом блоке;

· Проверить закрытие спускного вентиля на лубрикаторе.

Проведение работ.

· Открыть буферную задвижку фонтанной арматуры;

· Открыть центральную задвижку;

· Опрессовать лубрикатор рабочим давлением скважины, проверить отсутствие утечек в соединениях (при наличии утечек произвести действия в обратном порядке, принять меры по устранению утечек);

· Установить счетчик глубины спуска прибора на лебедке исследовательской машины ЛС –6 на «0»;

· Начать спуск прибора, не превышая допустимой скорости спуска, 120м /мин, а последние 50 м со скоростью 10-15 м/мин;

· Спустить прибор на глубину, согласно выданному заданию;

· Произвести замер забойного давления на глубине спуска в течении не менее суток;

· Произвести замер дебита скважины, отбор пробы нефти (для определения % содержания воды в продукции скважины;

· Остановить скважину путем закрытия манифольдной задвижки фонтанной арматуры. При этом связанная затрубная задвижка должна быть закрыта;

· Произвести смену штуцера и запустить скважину в работу;

· Период регистрации давления и замеров дебитов после смены штуцера на скважине продолжается до стабилизации давления на устьевом манометре и стабилизации дебита скважины;

· В дальнейшем работы по смене штуцера повторяются и соответственно вышеописанные действия после изменения режима;

· Количество изменений режимов работы скважины оговаривается в плане проведения работ;

· По окончанию работ по изменению режимов работы скважины производится подъём прибора из скважины;

· С целью уточнения распределения плотности жидкости по стволу скважины произвести замер давления до устья скважины через каждые 300 м;

· Производить подъем прибора, соблюдая скорость подъема 120м/мин, последние 50 м со скоростью 10-15 м/мин , с глубины 30м подъем производится вручную

· Втащить прибор в лубрикатор;

· Закрыть центральную задвижку;

· Закрыть буферную задвижку;

· Произвести стравливание избыточного давления в лубрикаторе путем открытия спускного вентиля на лубрикаторе;

Методы установившихся отборов

Эти методы основаны на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления и заключаются в фиксации последовательных изменений отборов жидкости из пласта (при изменении режима работы скважины) и замерах дебита и забойного давления (после того, как в скважине устанавливается постоянный приток при каждом режиме). В результате исследований получают величину понижения давления Ар = Рпл — Рзаб (здесь Ар - депрессия; Рпл— пластовое давление; — Рзаб забойное давление) или соответственно уровней АН = Нет — Ндин (здесь АН - разница уровней; H_CT - статический уровень; Ндин -динамический уровень) при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов Q нефти, газа, воды и процент песка. Результаты полученных значений дебита скважины Q и Ар наносят на график — индикаторную диаграмму, где на оси ординат откладывают Ар, на оси абсцисс - дебит Q (рис. 6.2). Получаемая при этом кривая называется индикаторной.

Рис. 6.2. Формы индикаторных кривых:

1 - линейная; 2- выпуклая к оси дебитов; 3 - вогнутая к оси дебитов

В процессе исследований необходимо следить за тем, чтобы скважина проработала не менее чем на трех режимах. Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10— 20 %. Через каждые 24 ч замеряют дебит и забойное давление в течение 2—3 дней. При практическом отсутствии разницы в замерах режим считают установившимся. Изменение режима достигают следующим образом: а) в фонтанных скважинах изменением штуцера; б) в компрессорных - - изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлении на устье; в) в глубиннонасосных —изменением длины хода штока, числа качаний или диаметра насоса; г) с элект-ропогружными насосами созданием противодавления на устье; д) в нагнетательных— изменением расхода воды.

Индикаторные кривые описываются уравнением Q = К (Рпл —Рзаб) , где п— показатель степени; К —коэффициент продуктивности.

Коэффициент продуктивности определяют по начальному прямолинейному участку индикаторной кривой. К =Q/Ap. В зависимости от величины п (см. рис. 6.2) получают различные по форме индикаторные кривые (прямолинейные, выпуклые и вогнутые

В соответствии с формулой Дюпюи и с учетом продуктивности рассчитывают такие фильтрационные характеристики, как проницаемость Кпр, гидропроводность Кпр НЭФ/д, подвижность Кпр /ц, проводимость Кпр НЭФ:

При снижении пластового давления ниже давления насыщения в пласте будет выделяться газ, т. е. будет наблюдаться фильтрация газированной жидкости. Тогда в расчетную формулу (6.1) вместо коэффициента продуктивности К, подставляют коэффициент продуктивности К *.

связанный с функцией Христионовича (Н_к - Нзаб)-, которая учитывает изменение газонасыщенности и фазовой проницаемости для жидкости с изменением давления.

Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов (закачек). Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины.

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технологи которого разработаны как дл фильтрации однородной жидкости при водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа.

Метод установившихся отборов используется дл изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации).

где - дебит жидкости в пластовых условиях, см 3 /с;

- среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом (пластовое давление), МПа;

- давление на забое скважины, МПа;

- приведенный радиус скважины;

- усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, мкм 2 ;

- эффективна (работающая) толщин пласта, м;

- вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;

- коэффициент гидропроводности пласта, мкм 2 ·м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. , не линейна, так как параметр , , и могут неявно зависеть от . Поэтому параметр , который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимость , т. е. к определению .

Если - существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости , но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые о него зависят (например, и др.).

Зависимость , графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до её окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) ил его зависимость от перепада давления.

Дл установления гидропроводности пласта необходимо независимо оценить и . Значение без существенного ущерба для точносит обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

Приведенный радиус , зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В.И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров и можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров.

Наблюдения проводят при 3—4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами.

Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления:

, (5.7)

Для газовых скважин индикаторную диаграмму, изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Р 2 _пл – Р 2 _заб). Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины от перепада между забойным и пластовым давлениями (Р_заб - Р_пл).

, (5.8)

где: ;

k – проницаемость,

h – толщина пласта,

R_K, r_с — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.

Рис.5.3. Типичные индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин

Если принять Rк равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта

, (5.9)

, (5.10)

Индикаторная диаграмма в случае притока вязкопластичной нефти показана на рис.5.3., а (линия 5). Коэффициент продуктивности определяется по формуле

, (5.11)

, (5.12)

, (5.13)

Фильтрацию можно описать также двучленной формулой

, (5.14)

В случае многопластового объекта эксплуатации по данным дебитометрических исследований индикаторные диаграммы удобнее строить в зависимости Q от Р_заб (рис.5.4.), причем его приводят для каждого пласта к одной плоскости сравнения (приведенное давление).

Рис.5.4. Индикаторные диаграммы скважины, вскрывающей три пласта и каждого пласта в отдельности, построенные по данным исследования при трех режимах

При таких координатах пластовое давление можно определить графически (см. рис. 5.4) или по формуле:

, (5.15)

где: K определяется по графику как тангенс угла .

Дебит скважины при Р₃ = 0 называют потенциальным дебитом Q_n (см. рис. 5.4).

Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным манометром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления - до 2-10 ч, что устанавливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом эксплуатации.

Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.

Метод восстановления давления

Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во времени. С использованием метода суперпозиции, основная формула упругого режима в данном случае записывается в виде

, (5.16)

где: - увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рзаб.0 перед остановкой (рис.5.5, a);

Q - установившийся дебит скважины до остановки (приведенный к пластовым условиям);

t - время исследования (после остановки скважины).

Кривую Рзаб(t) трансформируют в прямую (рис.5.5,б), преобразуя уравнение (5.16) таким образом:

, (5.17)

где: ;

Рис.5.5. Кривая восстановления забойного давления Р3(t) во времени t (а) и ее обработка по методу касательной (б)

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.17), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат (см.рис. 5.5.,б) и i как угловой коэффициент прямой:

, (5.18)

Дальше вычисляют гидропроводность

, (5.19)

, (5.20)

, (5.21)

приведенный радиус скважины,

, (5.22)

коэффициент совершенства скважины при известных Rк и радиусу гсд скважины по долоту

, (5.23)

коэффициент продуктивности скважины

, (5.24)

Рис.5.6. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднородном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) и круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах

Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с различной степенью проявления аномальных свойств нефти, упругоемкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещиновато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры и размеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта.

Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закрытием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответствующим повышению Рз. Продолжающийся приток можно измерить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно определить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое давление P₂(t), так как , или использовать зависимость

где: Р_2.0 - установившееся устьевое давление до остановки,

Н - глубина скважины,

Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он отсутствует в полностью заполненной скважине.

В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнительного притока.

Отличие его заключается в том, что в одной скважине вызывается возмущение (пуск, остановка скважины или ступенчатое изменение дебита), а в другой или нескольких других удаленных от нее реагирующих (наблюдательных или простаивающих) скважинах фиксируется изменение давления во времени. Поскольку эти изменения давления небольшие, то их регистрируют с помощью дифманометров или по уровню жидкости в скважине с помощью пьезографов, которые спускают под уровень жидкости. Метод позволяет определить усредненные параметры пласта между возмущающей и реагирующей скважинами и некоторые его неоднородности. Имеются модификации, которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления (в виде импульсов, гармонических колебаний и др.). Для получения надежных результатов должны отсутствовать посторонние возмущения (пуски, остановки соседних скважин).

5.3 Система «пласт-скважина» и способы эксплуатации скважин; предел фонтанирования скважины. Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды. Технологический режим работы скважин.

Система «пласт-скважина» – система из двух гидродинамически связанных сосудов, заполненных жидкостью, первый из которых – продуктивный пласт со скважинами, а второй – ствол скважины.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

v фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

v газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

v насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способэксплуатации скважинприменяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Предел фонтанирования – момент времени, в который пластовая энергия становится ниже работы, необходимой для преодоления силы тяжести столба смеси в скважине, сил трения в стволе и энергии, необходимой для транспорта продукции от устья скважины до ГЗУ.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем.

Достоинства газлифтного метода:

ü отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

ü расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт);

ü обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 м 3 /сут);

ü возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

¨ большие капитальные затраты;

¨ повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

¨ быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

При насосном способеэксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 0 С.

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН.

Погружные винтовые насосыстали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

Содержание попутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0,2 % (2 г/л); максимальное объемное содержание попутного газа на приеме насоса 10 %; водородный показатель попутной воды рН = 6,0 ¸ 8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,001 % (0,01 г/л).

Современные установки гидропоршневых насосов позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м 3 /сут при высоком содержании в скважинной продукции воды.

Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса.

Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов (закачек). Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины.

Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Р_заб и устьевого Р_у давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Р_заб, дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в, дебит газа Q_г, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента – давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Технология исследования заключается в измерении забойного давления P_забв скважине и соответствующего этому давлению дебита Q, а также величин устьевого Р_у и затрубного давленийP_затр. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, при этом для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измерения давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуществляется манометрами. Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

После расшифровки бланка глубинного манометра все результаты исследования сводят в таблицу, где указывают все значения показателей в зависимости от режима. В таблицу входят данные по устьевому давлению P_у, затрубному давлению P_затр, забойному давлению P_заб, дебиту жидкости Q_ж и нефти Q_н, обводненностьB, газонасыщенностьG₀. При необходимости помимо этих показателей в таблицу могут включаться и другие.

На рисунке 1 представлена типичная индикаторные диаграммы. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирования пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флюидов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1 – рисунок 1) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа.

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2 – рисунок 1), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Все индикаторные линии могут быть описаны уравнением следующего вида:

гдеk – коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м 3 /(сут·МПа), если дебит измеряется в м 3 /сут, а давление – в МПа, n – показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Данное уравнение называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 1: линейной 1 — показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 – показатель степени n< 1; вогнутой к оси дебитов 3 – показатель степени n> 1.

При n =1 выражение запишем в виде:

где – коэффициент продуктивности скважины, м 3 /(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи через К_пр. :

Тогда уравнение Дюпюи примет вид:

где - дебит жидкости в пластовых условиях, см 3 /с;

- среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом (пластовое давление), МПа;

- давление на забое скважины, МПа;

- приведенный радиус скважины;

- усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, мкм 2 ;

- эффективна (работающая) толщин пласта, м;

- вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;

- коэффициент гидропроводности пласта, мкм 2 ·м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. , не линейна, так как параметр , , и могут неявно зависеть от . Поэтому параметр , который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимость , т. е. к определению .

Если - существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости , но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые о него зависят (например, и др.).

Зависимость , графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до её окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) ил его зависимость от перепада давления.

Дл установления гидропроводности пласта необходимо независимо оценить и . Значение без существенного ущерба для точносит обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

Приведенный радиус , зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В.И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров и можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Читайте также: