Условия притока нефти в скважину уравнение притока понятие о статическом и динамическом уровнях

Обновлено: 07.07.2024

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.

Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы.
Статическое давление на забое скважины

Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением.
Статический уровень

Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем.
Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа.

Динамическое давление на забое скважины

Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем.
При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины.

Среднее пластовое давление

По среднему пластовому давлению оценивают общее состояние пласта и его энергетическую характеристику, обусловливающую способы и возможности эксплуатации скважин. Статические давления в скважинах, расположенных в различных частях залежи и характеризующие локальные пластовые давления, могут быть неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта, его неоднородности, прерывистости и ряда других причин. Поэтому используют понятие среднего пластового давления. Среднее пластовое давление Рср вычисляют по замерам статических давлений Рi в отдельных скважинах.

Что такое статический и динамический уровень воды в скважине, колодце, как правильно измерить

Статический и динамический уровень воды в скважине - показатели, по которым судят об эффективности ее работы. На основе этих цифр выбирается производительность насоса, обслуживающего колодец.

Что такое статический уровень воды

Статический уровень воды в скважине - это показатель, который определяется после того, как вода простоит без забора в течение 1 часа. С колодцем или скважиной в течение этого времени происходят некоторые преобразования. Статический уровень воды в скважине - это показатель, который определяется после того, как вода простоит без забора в течение 1 часа. С колодцем или скважиной в течение этого времени происходят некоторые преобразования.

Давление, осуществляемое водяным столбом, приводит в норму давление в пластах, которое всегда присутствует в водоносном горизонте. Линия жидкости в скважине замирает на некоторой отметке и больше не меняется, это и есть статический уровень скважины.

Что такое динамический уровень воды

Динамический уровень воды в скважине - это показатель измеряется во время откачки жидкости. В этом случае горизонт жидкости изменяется в соответствии с мощностью откачивающего насосного оборудования.

Динамический уровень воды в скажине полностью зависит от объема потребления. Данный показатель замеряют в условиях равенства притока и оттока воды, которые осуществляются под влиянием работы насоса. Для получения точного показателя динамического горизонта производят экспериментальную откачку жидкости. Данные замеры проводят сразу после сдачи колодца в эксплуатацию. Информация заносится в технический паспорт скважины.

Хозяин колодца может узнать его динамический уровень самостоятельно. Для этого достаточно откачивать жидкость до того момента, пока горизонт воды в скважине не перестанет уменьшаться. От динамического горизонта зависит глубина фиксации насосного оборудования. Оно должно быть закреплено ниже данной отметки на 2 м. Делается это, чтобы обеспечить его бесперебойную работу. Насос должен быть погружен в воду.

Динамический и статистический показатели являются индивидуальными, присущими только данному колодцу. В процессе бурения жидкость может хлынуть на поверхность, но это не означает, что данный напор будет рабочим. В этом случае она поступает под сильным давлением. Когда давление нормализуется, появится возможность правильно оценить рабочие характеристики скважины. После разработки колодца должно пройти не менее часа, чтобы водяной пласт пришел в норму.

Многие интересуются, что такое динамический уровень. Специалисты считают, что глубина расположения водяного горизонта в колодце и является динамическим уровнем скважины.

Дебет колодца, скважины - это разность между статической и динамической линиями воды в нем. Чем меньше различие, тем с большей отдачей работает колодец. У производительных водозаборов такая разница составляет не более 1 м, нормальной для артезианских колодцев считается почти нулевая разница между этими 2 показателями.

Различие между статистическим и динамическим горизонтом показывает, сколько воды выдает колодец за единицу времени.

Как и чем измерять уровни воды

От правильно проведенных замеров зависит бесперебойная работа насоса и подача жидкости. Разница между 2 показателями, превышающая 1,2 м, заставляет искать причину возникшей проблемы. Большая разница может появиться из-за попадания в систему загрязненной жидкости из почвы и проникновения в скважину примесей с осадком.

Все измерения необходимо проводить качественно. Замер динамического горизонта разделяют на несколько последовательных шагов. В таком случае процесс заметно упростится, будет меньшей погрешность измерений. Определять уровни рекомендуют в знойные дни, которые не прерывались осадками. Вода не должна использоваться в течение 1 часа. Все измерения необходимо проводить качественно. Замер динамического горизонта разделяют на несколько последовательных шагов. В таком случае процесс заметно упростится, будет меньшей погрешность измерений. Определять уровни рекомендуют в знойные дни, которые не прерывались осадками. Вода не должна использоваться в течение 1 часа.

Как измеряют показатели:

Необходим небольшой груз и капроновая нитка. Груз надежно закрепляется и опускается в колодец до самого дна.
Затем нить достается и измеряется длина ее мокрой части.
На границе мокрого и сухого участка ставится отметка. Сделать ее необходимо таким образом, чтобы она не исчезла под влиянием жидкости. Можно применять несмываемый маркер.
Затем должен работать насос хотя бы в течение 60 минут. Горизонт воды обязательно изменится.
Потом на дно опять опускается нить с грузом.
Затем измеряется разница между уровнями. Для этого ставится новая отметка, измеряется расстояние между первым и вторым значением. Второй результат и является динамическим показателем уровня.

На основании полученных данных проводится анализ производительности колодца. Проще всего оценить полученные в динамике значения с помощью компьютерной программы. Чтобы работа колодцев была нормальной, следует соблюдать технологию бурения. Его необходимо производить в зонах с наличием хорошего водоносного слоя.

Совет специалиста

Чтобы со временем параметры динамического и статистического уровня критически не изменялись в худшую сторону, необходимо периодически осуществлять техническое обслуживание. Для этого должен проводится регулярный забор воды на лабораторный анализ. Особенно это требуется делать, если появляется неприятный запах или меняется цвет.

Опасно, если в жидкости появляются примеси вредных для человека веществ. Контроль за уровнем воды специалисты советуют осуществлять не реже чем через каждые 2 года.

Также специалисты не советуют заниматься разработкой скважины самостоятельно. Лучше, если она будет вырыта профессиональными работниками. В этом случае будет выдаваться паспорт с занесением в него всех необходимых данных о ее состоянии. Каждая фирма выдает паспорт по собственному образцу, но основные графы у всех исполнителей совпадают.

При эксплуатации колодца необходимо использовать исправное оборудование. В этом случае возможна его бесперебойная работа в течение долгого времени. Важно помнить о том, что ремонт колодцев связан с расходами и некоторыми рисками. Окончательная цель всех манипуляций, связанных с измерениями уровней, - обеспечение участка чистой и свежей водой хорошего качества.

Движение нефти в недрах к скважине: объясняю популярно

Сегодня поговорим о движении нефти и газа под землей по направлению к скважине и немного о физике этого процесса.

Компания Экохимия занимается разработкой, производством и внедрением материалов для бурения и крепления нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном ремонте скважин и повышении нефтеотдачи пластов при добыче.

Одним из основных направлений деятельности компании является совершенствование указанных процессов и разработка реагентов под требования каждого Заказчика.

Приток - это движение нефти по направлению от большего давления к меньшему (чисто физически все логично, движение в сторону наименьшего сопротивления).

Нефть находится в пласте под высоким горным давлением (порядка 20 МПа на глубине 2 000 метров).

При расчете горного давления, т.е. давления вышележащих толщ, учитываются их пористость и процент непосредственно породы + содержание жидкой и газообразной фаз.

После бурения скважины на забое искусственно создается низкое давление, чтобы нефть начала движение - это процесс называется вызов притока.

Как посчитать приток?

Конечно, понимать физику процесса крайне важно, но после того, как скважину мы пробурили и вызвали приток, возникает вопрос - сколько таки мы добываем?

В институте учат делать расчет на гидродинамически совершенной скважине (грубо говоря - идеально вскрыла пласт по всей толщине и равномерно проницаема), в жизни таких скважин нет, но для примера расчета вполне подойдет.

Также считаем, что приток идет идеально радиально к пласту, а обсадными трубами эксплуатационную колонну не укрепляли, поэтому радиус скважины - это радиус долота.

Для сравнения я нарисовала как контур питания выглядит в реальной жизни - проницаемость пласта неравномерна, следовательно неравномерен и приток.

При расчете притока к скважине мы получаем значение всеми любимого дебита нефти, который прямо пропорционален перепаду давления между скважиной и контуром питания. Больше перепад - выше дебит.

В числителе - геометрические показатели вскрываемого участка пласта - толщина (мощность) h и проницаемость k. Естественно, чем выше данные показатели, тем больше нефти мы добываем за единицу времени.

Ну и с вязкостью (мю), думаю тоже вопросов не возникнет - чем более вязкая нефть, тем сложнее она движется к скважине.

В каком направлении приток лучше?

Этот вопрос и вдохновил меня на статью. Не зря была такая длинная преамбула, хочу донести до вас мысль - не направление притока является преимуществом тех же горизонтальных скважин.

Из формулы притока мы можем судить о том, что именно геометрия - площадь дренирования, оказывает существенное влияние на приток.

Также следует учитывать анизотропию пласта - неравномерность проницаемости в зависимости от направления, данный показатель помогает учитывать неравномерность, но отнюдь не позволяет утверждать, что одно направление превалирует над другим.

Спасибо за прочтение!

Дополнительная информация:

Краткие заметки по нефтяным новостям в моем телеграм

С личностью автора можно познакомиться в инстаграме

И, конечно, если статья Вам понравилась, то отметьте сей факт лайком и подпиской, и тогда мы будем видеться чаще.

Нефть, Газ и Энергетика

Лучшие условия притока жидкостей и газов соблюдаются во время вскрытия скважиной всей толщи пласта и тогда, когда конструкция забоя открытая. Такой забой называют совершенным по степени и характеру вскрытия пласта.

Формула Дюпюи, описывающая приток нефти в скважину, для совершенной скважины имеет вид (1):

По форме индикаторные линии могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов. Форма индикаторной кривой определяется режимом дренирования пласта, режимом фильтрации, природой движущихся жидкостей, неустановившимися процессами в пласте, величиной сопротивления, возникающего при движении жидкости из пласта в скважину и в стволе ее. Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой только при условии, что режим дренирования залежи напорный и в пласте установилось движение однородной жидкости по линейному закону. При этом приток нефти к забою скважины выражается уравнением (1). При напорных режимах индикаторная линия, вначале прямая, может с увеличением депрессии переходить в кривую, выпуклую относительно оси дебитов (кривые 1,4). Искривление индикаторной линии происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне. Если режим дренирования залежи отличен от водонапорного (режим растворенного газа, гравитационный), индикаторная линия всегда будет кривой, выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2). Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может быть получена в результате измерений неустановившихся забойных давлений (или уровней) и дебитов скважины.

Для индикаторных линий на рис. 77 может быть найдено одно общее уравнение в виде

Q = K( p пл - p заб ) n , (2)

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (2) принимает вид

Q = K ( p пл - p заб ).

Коэффициент К называют коэффициентом продуктивности скважины. Единица измерения К = [ m / сутки * бар].

Коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины (в m ) на 1 бар перепада давлений.

Нефть, Газ и Энергетика

Способы вызова притока из пласта при освоении скважин. Испытание скважины на продуктивность

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м 3 .

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости . Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

где ρ₁- плотность глинистого раствора; ρ₂ - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.

Компрессорный способ освоения . Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение скважинными насосами . На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_с < Р_пл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Уравнение притока. Индикаторная диаграмма. Определение параметров пласта и коэффициента продуктивности скважины

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Так, как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации — закону Дарси.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле

где Q — дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k — проницаемость пласта; h — толщина пласта; Рпл — пластовое давление; Рз — забойное давление в скважине; — вязкость жидкости; R_K и r_с — радиусы контура питания и скважины, соответственно.

Формула, называемая формулой Дюпюи, широко используется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин (скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину.

Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

Индикаторная диаграмма - при эксплуатации скважин – графическое изображение зависимости между дебитом скважины и перепадом давления. Строится по данным исследования скважин на приток. По форме индикаторной кривой судят о законе, по которому происходит фильтрация жидкостей и газа в скважину. Экстраполируя индикаторную кривую, находят потенциальный дебит данной скважины.

линия 1: однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при ламинарном течении;

а) двухфазная фильтрация жидкости (нефть и свободный газ) в однородном пласте при ламинарном течении;

б) однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах при ламинарном течении;

а) дефектные измерения величин;

б) неустановившийся режим работы пласта;

в) подключение в эксплуатацию раннее неработающих пропластков;

- линия 4: однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при переходе от ламинарного течения к турбулентному.

Рисунок – виды индикаторных диаграмм

Определение параметров пласта и продуктивности рассмотрим на примере линии 1:

2) определяют коэффициент продуктивности скважины

3) определяют коэффициент проницаемости пласта в призабойной его зоне

4) определяют коэффициент подвижности жидкости (нефти) в пласте

5) определяют коэффициент гидропроводности пласта

Приток жидкости к несовершенным скважинам. Виды несовершенства скважин. Приведенный радиус скважин

Скважина называется гидродинамически совершенной, если она вскрывает продуктивный пласт на всю толщину и забой скважины открытый, т.е. вся вскрытая поверхность забоя является фильтрующей. Однако во многих случаях продуктивные пласты вскрываются скважинами не на всю их толщину, а частично; такие скважины считаются несовершенными.

В подземной гидрогазодинамике различают два основных вида несовершенства скважины (рис. 28):

1) гидродинамически несовершенная по степени вскрытия продуктивного пласта;

2) гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта.

Скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта, если она вскрывает пласт не на всю толщину h пласта, а только на некоторую ее глубину b с открытым забоем; при этом отношение b/h=h (h с чертой сверху) называется относительным вскрытием пласта.

Схема гидродинамически совершенной и несовершенных скважин

а- гидродинамически совершенная скважина; б- скважина, не совершенная по степени вскрытия; в- скважина, не совершенная по характеру вскрытия; г- скважина, не совершенная по характеру и степени вскрытия.

Нередко встречаются скважины с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Приток жидкости к несовершенным скважинам даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестает быть плоско-радиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (иногда непреодолимые) математические трудности. Приведем без выводов и доказательств несколько известных решений по определению дебита несовершенной по степени вскрытия скважины.

Если скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину b, то ее дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:

Подбирая интенсивность расходов q и используя метод суперпозиции действительных и отображенных стоков, М.Маскет получил следующую формулу для дебита гидродинамически несовершенной скважины:

Иногда для расчета дебита несовершенной скважины используется бо-лее простая формула И. Козени

При расчете несовершенных скважин нередко используют понятие приведенного радиуса несовершенной скважины

где r_C– радиус совершенной скважины, С – коэффициент несовершен-ства.

Приведенный радиус – это радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации.

Таким образом, вначале находятся приведённые радиусы r_пр и дальней-ший расчет несовершенных скважин ведется как для совершенных скважин радиуса r_пр.

Таким образом, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен параметр несовершенства или приведённый радиус r_пр , а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины. Влияние несовершенства скважины на приток при существовании закона фильтрации Дарси можно учесть величиной коэффициента С, основываясь на электрической аналогии. Согласно данной аналогии различие в дебитах совершенной и несовершенной скважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины, т.е. дебит несовершенной скважины можно представить в виде:

Условие притока. Уравнение притока жидкости к скважине.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости можно определить по формуле Дарси:

Q =

Методы вызова притока.

Вызов притока - технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с её назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, её способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др.

В промысловой практике нашли применение следующие три основные метода вызова притока (пуска в работу): замена жидкости, аэрация и продавка.

Метод замены жидкости

Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор с большой плотностью- буровой раствор с меньшей плотностью – вода – нефть – газоконденсат.

Компрессорный метод. Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости.

Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом. Этот метод пуска скважин называют ещё газлифтным или компрессорным. В процессе пуска скважин быстро создается депрессия, поэтому данный метод не применим при наличии рыхлых и неустойчивых коллекторов, подошвенной воды, верхнего газа.

Виды несовершенства скважин.

Различают три вида несовершенства скважин:

1) несовершенная по степени вскрытия- это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощь, а только на определённую глубину.

2)несовершенная по характеру вскрытия- это скважина вскрывшая пласт на всю его мощность, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в коллоне труб (перфорация), в цементном кольце.

3) С двойным не совершенством.

Баланс энергии в скважине. Виды фонтанирования.

Подъём жидкости на поверхность происходит за счёт пластовой энергии либо за счёт пластовой и искусственной.

Энергия расходуется в стволе скважины: на преодоление силы тяжести гидростатического столба жидкости с учётом противодавления на устье; на преодоление сил трения; местные давления и на преодоление инерционных сил;

Баланс энергии записывается в следующем виде: E_пл + E_и = E_ст + E_тр + E_м + E_ин

Когда скважина перестаёт фонтанировать, её переводят на другой метод эксплуатации – газлифтный, насосный.

При механизированых способах и при газлифте нефть поднимается только на определённую высоту, которая меньше глубины скважины.

Для подъёма жидкости до устья при данных способах в скважину вводят дополнительную энергию:при газлифте – энергия сжатого газа; при насосном – энергия придаваемая насосом.

По мере подъёма жидкости по стволу скважины снижается давление, выделяется растворимый газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС). Газ выполняет работу по подъёму жидкости в трубах.

где Р₁ – забойное, а Р₂ – устьевое давления.

Виды фонтанирования:1) Артезианское фонтанирование,2) Газлифтное с выделением газа в стволе.3) Газлифтное с выделением газа в пласте.

Вопрос №9 Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа

Исследования проводятся на установившихся режимах фильтрации. Используется устройство ДИКТ2 или 4 (диафрагменный измеритель критического течения), им замеряют дебит и давления (барометрическое) и изменяют режим работы скважины. Исследования проводят на 5-7 режимах прямого хода (увеличение диафрагмы) и 2-3 обратных (уменьшение диафрагмы). Затем строится графикзависимости от q. При наличии жидкости на забое скважины, неполном восстановлении Р_пл и Р_заб и др. факторов, индикаторная диаграмма может не проходить через начало координат и отсекать на оси координат отрезок.

Задача исследования сводится к определению коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Обработка результатов исследования скважин на приток.

(1)

(2)
Коэффициент К называют коэффициентом продуктивности скважины. Если дебит измерять в т/сутки, а перепад давлений — в бар, то получим
(3)

т. е. коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины (в т) на 1 бар перепада давлений.

При соблюдении линейного закона фильтрации коэффициент продуктивности — величина постоянная для всей области, в которой сохраняется закон Дарси. При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности — величина переменная, зависящая от депрессии.
Разность давлений Pпл - Рзаб в уравнениях притока иногда заменяют разностью расстояний от устья до соответствующих статического и динамического уровней:
(4)

В этом случае коэффициент К', численно равный суточному притоку жидкости (в т) на 1 м понижения уровня в скважине, называют удельным дебитом.
Для удобства сравнения скважин но продуктивности используют также удельный коэффициент продуктивности:

(5)

где h — мощность пласта, м.
Этот коэффициент показывает, сколько тонн нефти (жидкости) в сутки дает скважина на каждый метр мощности пласта при снижении давления на забой на 1 бар.
Максимально возможную производительность скважины при Рзаб = о называют потенциальным дебитом:

(6)

Так как пластовое давление но мере эксплуатации залежи изменяется, величина Q_пот скважин также непрерывно изменяется.

(7)

Скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, и тогда двучленному закону фильтрации(7) соответствуют следующие уравнения индикатоцной линии:

(8,9)

где А, В, А₁,и B₁ — коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины; Q — дебит нефти; Qат— объемный расход газа, отнесенный к атмосферному давлению.

Величины А, А₁и В, В₁ ж при обработке индикаторной линии по двучленным формулам(8)и(9) могут быть определены по способу проф. Е. М. Минского. Уравнения притока(8)и(9) записывают в виде:

(10)

Опыт исследования скважин, эксплуатирующих залежи, приуроченные к трещиноватым коллекторам, показывает, что и в этом случае между депрессией пластового давления и дебитом скважины наблюдается нелинейная зависимость (индикаторные диаграммы выпуклы но отношению к оси дебитов). В трещиноватых коллекторах в отличие от зернистых кроме инерционных сил важной причиной искривления индикаторных линий является деформация коллектора и жидкости, изменение раскрытости трещин и, как следствие этого, уменьшение проницаемости пласта при увеличении депрессии. В этом случае оказывается, что нелинейный закон фильтрации, записанный в виде (8), не отражает влияния деформации трещин, которая может быть весьма существенной при изменении давления. Поэтому уравнением (7) описываются лишь индикаторные линии для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор, который слабо деформируется при изменении пластового давления, что встречается очень редко.

Значительно лучше индикаторные линии для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор, описываются уравнением вида

(11)

где а — коэффициент, учитывающий деформацию коллектора и жидкости при изменении давления; b и с — коэффициенты, учитывающие фильтрационные свойства пласта и геометрию коллектора и скважины.

При n - 1 уравнение (11) сводится к известному соотношению (7), которое не учитывает деформации коллектора и жидкости (а = 0). При суммировании до n = 2 получается формула Л. Г. Наказной

(12)

Если при фильтрации инерционные силы малы, то, пренебрегая вторым слагаемым в правой части уравнения (9) и суммируя до n - 2, получим уравнение А. Бана (индикаторная линия для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор при линейном законе фильтрации).

Согласно результатам исследований Н. П. Лебединца, Н. М. Донцова и В. Т. Боярчука, физический процесс, происходящий в трещиноватом коллекторе, правильнее всего описывается уравнением для закона фильтрации, имеющим вид

(13)

Читайте также: