Нефтяные и газовые скважины

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Гидродинамические методы исследования

 

 Основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы.

 К таким параметрам относятся дебит и давление и их изменение. При гидродинамических методах исследования охватывается вся зона дренирования, результаты, получаемые при обработке данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

 Гидродинамические исследования выполняются техническими средствами и  персоналом нефтедобывающих предприятий.

  Методы разделяются на:

• исследования при установившихся режимах работы скважины ( метод пробных откачек)
• исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления)

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Гидродинамические методы исследования

 

 Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот метод позволяет определить гидропроводность пласта  = kh/  в призабойной зоне.

 

 Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность , для более удаленных зон пласта и параметр ²/rпр ( - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

  Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает  технические ограничения на возможности этого метода.

 

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Скважинные дебитометрические  исследования

 

 Позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

 Дебитометрические исследования дают информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования дополняются измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

  Дебитометрические исследования проводятся комплексными приборами типа “Поток”. Они легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

Формула радиального притока  жидкости к скважине

 

Дебит жидкости q зависит от депрессии Рк - Рс, которая является независимым аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти формулы, можно обозначить А.

 

Тогда дебит будет равен

 

Если  = (r), то

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

В формулы входит дебит  жидкости в пластовых условиях. На практике дебит q измеряется при стандартных условиях и не в объемных единицах, а в т/сут. Пересчитаем дебит скважины

 

Введем обозначение

 

Тогда

 

формула притока

 

где Q - дебит скважины при стандартных условиях, т/сут; К - коэффициент продуктивности, т/(сутПа), - это суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

  Удельный коэффициент продуктивности Ку = К / h - это коэффициент продуктивности, отнесенным к единице толщины пласта.

 Графическое изображение зависимости Q = f(Рк - Рс) или Q = f(Рc) называется индикаторной линией. Индикаторная линия должна быть наклонной прямой с угловым коэффициентом К. Чтобы построить индикаторную линию, надо несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления Рс.

 Если известно пластовое давление в скважине, то индикаторную линию можно строить в функции депрессии Р = Рк - Рс, т. е. [Q(p)]. Если пластовое давление неизвестно, то индикаторную линию строят в функции забойного давления рс, т. е. [Q(Рc)].

 Экстраполируя индикаторную линию до пересечения с осью ординат,  определяют пластовое давление как ординату Р.

 Экстраполяция индикаторной линии до пересечения с осью дебитов дает величину потенциального дебита Qпот, т. е. дебита при Рс = 0.

 Эксплуатировать скважины при Qпот по геологическим и техническим причинам практически нельзя.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

На практике индикаторные линии не всегда  прямые, как это следует из формулы притока.

  Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильт-рационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами.

• Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже Рнас. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двухфазной (нефть+газ) фильтрации и сле-

 

Построение зависимости Q(Рc) по четырем фактическим точкам

 

довательно, больше фильтрационное сопротивление.

• Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.
• Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

Закон Дарси для течения  жидкости (притока)

 

Индекс продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.

 

Для установившегося режима

 

Для псевдоустановившегося  режима

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

K^s - проницаемость пораженной зоны (ПЗС); r^s - радиус загрязненной зоны.

 

Для параметра, выражающего  суммарный скин-эффект скважины имеется  формула Хавкина:

 

Hawkins Formula

 

Формула Вогеля для нефтяной скважины для пласта не имеющего нарушений, с добычей при давлении ниже давления насыщения. Основыва-ется на теории работы залежи в режиме растворенного газа.

 

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

  Результаты реальных исследований скважин при различной обводненности продукции и содержании газа

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

После обработки результатов  в новых переменных

 

0

 

0.2

 

0.4

 

0.6

 

0.8

 

1

 

0

 

0.2

 

0.4

 

0.6

 

0.8

 

1

 

Q   /Q

 

     

 

o

 

max

 

P   /P

 

wf

 

r

 

 

 

percent of original

 

 

 

oil in place

 

0.1 %, 2 %, 4 %

 

 

 

6 %, 8 %

 

 

 

10 %

 

 

 

12 %

 

 

 

14 %

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

Комбинированная формула  Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.

Максимальный дебит по комбинирован-ной формуле Дарси- Вогеля:

 

Где p_^нас - давление насыщения;   Q_^нас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения

 

График линии притока  по формуле Вогеля (параболическая кривая):

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

Комбинированная кривая для  индикаторной линии скважины:

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

Искривление в сторону  оси дебитов объясняется неодновременным  вступлением в работу отдельных  прослоев или пропластков и разными  значениями в них пластовых давлений.

 Известны многочисленные факты, когда разница в пластовых давлениях соседних пропластков, вскрываемых общим фильтром, доходила до 3 Мпа и имели место внутрипластовые перетоки. Нелинейный характер индикаторных линий можно объяснить и аномальными неньютоновскими свойствами пластовых жидкостей.

 При любом виде искривления индикаторной линии ее можно аппроксимировать уравнением

 

При n = 1 уравнение описывает прямую индикаторную линию. При 1 > n > 1/2 - индикаторные линии с искривлением в сторону оси P, при n > 1/2 - с искривлением в сторону оси Q.

 Линейная фильтрация является аналогом ламинарного течения жидкости в трубе. Ламинарное течение с энергетической точки зрения наиболее эконо-мичное, поэтому в уравнении притока n > 1 быть не может.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

При прямой индикаторной линии  коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум точкам

 

Зная К, можно определить гидропроводность  = kh/.

 

Зная по геофизическим  данным или по результатам глубинной  дебитометрии h, а по лабораторным данным , можно определить проницаемость k в районе данной скважины.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

В подземной гидравлике обосновывается описание процесса фильтрации  двучленной формулой

 

Уравнение (6.21) преобразуется  в прямую делением всех членов на Q:

 

Имея фактические точки, т. е. Qi, и Pci, и строя по ним график в координатах у = (Pк -  Рc) / Q и x = Q, получаем прямую, не проходящую через начало координат и отсекающую на оси у отрезок a,

b - угловой коэффициент этой линии

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при установившихся режимах

 

При Q  0 у = а = (Рк - Рc) / Q, откуда

 

Далее можно найти искомые  параметры: гидропроводность  или проницаемость k.

 Использование формул установившегося радиального притока для определения гидропроводности пласта  = kh/ дает значения этого параметра, характерные для призабойной зоны пласта, так как в этой зоне происходит наибольшее падение давления.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Исследование скважин  при неустановившихся режимах

 

Если давление на забое  Рс, превышает давление насыщения  Рнас, то предполагается, что перераспределение  давления в пласте после возмущений происходит по законам упругого режима. В подземной гидродинамике рассматривается  задача притока упругой жидкости к скважине в бесконечном упругом  пласте после ее внезапного пуска  или остановки.

 

Здесь  = k/^x - пьезопроводность, причем  ^x - приведенный объемный коэффициент упругости среды (вода, нефть, порода), t - время с момента пуска или остановки скважины.