Исследование скважин при установившемся режиме

Выше отмечалось, что приток жидкости или газа в скважину возможен только при разности между пластовым и забойным давле­ниями и количество притекаемой в скважину жидкости (газа) опре­деляется величиной этой разности давлений. Поэтому исследование скважины на приток при установившемся режиме состоит в изме­рении забойных давлений и соответствующих этим давлениям деби-

^Т°^ВТех1ика исследования скважин методом установившихся отбо­ров или, как его еще называют, методом пробных откачек, состоит

Дебит

Рис. 44. Виды индикатор­ных кривых.

^В °Н«итфов время скважина эксплуатируется с неизменным^ де­битом. В этот период одновременно замеряют ее дебит и забойное давление. Пластовое давление замеряют заранее, имея в виду, что оно длитель­ное время остается постоянным. После первого замера дебит скважины увеличи­вают или, наоборот, снижают и через неко­торое время, когда давление на забое скважины установится в соответствии с этим дебитом, вновь повторяют измерения. Такие измерения выполняют три или четыре раза в любой последовательности, но с обязательным условием сохранения постоянного забойного давления в период,

работы скважины обусловливаются

способом ее эксплуатации. При насосной эксплуатации изменения режима работы скважины достигают путем изменения числа ходов или длины хода плунжера насоса, при фонтанной эксплуатации _ путем вменения противодавления на устье скважины (смена шту-цТров) и при компрессорной эксплуатации - изменением подачи сжатого воздуха для подъема жидкости на поверхность. Более подробное описание техники исследования скважин при разных

способах эксплуатации будет дано в ^соо™^е™™^™™*™^_{е до} Продолжительность работы скважины на каждом режиме до проведеГя исследований определяется опытным ЪУ™*™™™ от пебита скважины, характеристики пласта и насыщающих его ™ости и газГ По данным исследования строят графики зависи-мГти дебита скважины от соответствующего забойного Давления или перепада между пластовым и забойным Давлением (рте 44^ Эти графики называются инд и к а т о р н ы м и л и ни ям и. По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины <?, по^оси^орди нат — соответствующую депрессию Ар = р_пл — Рзаб или заооинов

^ДаВвТеко?орых случаях по оси ординат откладывают понижение уровня жидкости в скважине 8 (в м).

Для газовых скважин по оси ординат откладывается равность квадратов пластового и забойного давления А (/>*).

Величина депрессии Ар представляет собой разность между динамическим пластовым давлением и дав­лением на забое скважины. Динамическое пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в оста­новленной скважине, когда оно практически перестает увеличи­ваться со временем.

Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т. е. р_пл = р_заб и р_пл — р»_б = О, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит скважины также равен нулю.

По форме индикаторные кривые могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов.

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации.

В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при малых дебитах и депрессиях на начальном участке может быть прямой, затем при увеличении депрессии переходит в кривую, вы­пуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона филь­трации в призабойной зоне (см. рис. 44, кривые 1 — 4).

Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отличается от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной сте­пени кривой — выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2).

Индикаторные линии для газовых скважин, построенные в коор­динатах (} —А (р²), в большинстве случаев также выпуклы по отно­шению к оси дебитов.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может получиться в результате неправильных измерений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустановившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Для индикаторных линий, изображенных на рис. 44, уравнение линии записывается в виде:

(69)

где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показы­вающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При соблюдении линейного закона фильтрации п = 1, и инди­каторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п <; 1, а вогнутая линия — при п > 1.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет перемен­ная величина, зависящая от перепада давления. С повышением пере­пада давления кривизна индикаторной линии обычно растет, и ве­личина показателя п уменьшается.

Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продук­тивности на криволинейном участке необходимо указывать вели­чину перепада давления.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (69) принимает вид:

С = Я(Рпл-Р_ааб). (70)

Коэффициент продуктивности численно равен приросту дебита скважины на единицу перепада давления, т. е.

(71)

Если дебит измерять в т/сут, а перепад давлений в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут-Па.

Для практических целей лучше пользоваться кратными едини­цами, поскольку величина «паскаль» чрезмерно мала. Наиболее подходящей величиной для промысловых измерений давления яв­ляется мегапаскаль МПа или килопаскаль кПа. Соотношение между этими и внесистемными единицами следующее: 1 кгс/см² = 100 кПа =

= 0,1 МПа.

Максимально возможная производительность скважины будет ^ПР^И Рзаб ⁼ 0; эту производительность называют потенциальным дебитом:

<?_пот = #р«_л. (72)

Отбор жидкости из скважины, практически равный потенциаль­ному дебиту, возможен только при условии, что в скважине есть зумпф; противодавление на пласт при этом можно поддерживать равным атмосферному.

При исследовании скважин на приток, помимо определения коэффициента продуктивности, бывает необходимо определить также проницаемость пород призабойной зоны пласта. Определение про­ницаемости но данным исследования скважин на приток дает воз­можность найти среднее значение этого параметра для пород при­забойной зоны по всей эксплуатируемой мощности пласта и по всей площади месторождения. Такие осредненные значения проницае­мости весьма ценны для гидродинамических расчетов, связанных с эксплуатацией и разработкой месторождения.

Для определения коэффициента проницаемости по данным ис­следования скважины на приток используется прямолинейный участок индикаторной кривой, по которому находят коэффициент

продуктивности. Далее из уравнения линейного притока находят ве­личину коэффициента проницаемости.

Уравнение притока (64) с учетом коэффициента несовершен­ства ф можно переписать в виде:

для жидкости для газа

(76) (77)

(73)

где (} — дебит скважины, измеренный на поверхности, м³/с; А — проницаемость, м²; Н — эффективная мощность пласта, м; р_ал и Рыб — пластовое и забойное давления, Па; Ъ — объемный коэф­фициент нефти; ц — вязкость нефти, Па-с; В и г, — радиусы кон­тура питания и скважины соответственно, м.

При расчетах можно приближенно принять Н равным среднему значению половины расстояний до соседних скважин.

Из уравнения (73) получим

-. (74)

где К = (?/Др — коэффициент продуктивности.

Установлено, что параболические формулы для уравнения при­тока жидкости типа () — К (Ар)" или притока газа (} = К (Ар²)" не совсем точно характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильнее в этих случаях будет применение двучленной формулы градиента давления:

Дя? к

где Ар — перепад - давления на участке длиной Дж; ц — вязкость нефти; Ъ — проницаемость породы; v — скорость фильтрации; у — коэффициент, зависящий от геометрии норового пространства.

Уравнение (75) имеет следующий смысл. При движении жидко­стей и газов перепад давления на каком-либо участке затрачивается на преодоление сил трения и сил инерции жидкости и газа. Эти силы возникают вследствие извилистости поровых каналов. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости и, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем большее значение приобретает влияние инерции. При малых скоростях фильтрации силы инерции малы, потери давления практически определяются только силами трения, и тогда в уравнении (75) основную роль играет первый член — движение происходит при линейном законе фильтрации.

Отсюда следует, что не.линейность индикаторной кривой можно объяснить значительным увеличением второго члена уравнения (75), что имеет место при больших скоростях фильтрации.

Скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, и тогда двучленному закону фильтрации (75) соответствуют следу­ющие уравнения индикаторной линии:

где А, В, А_г и В_г — коэффициенты, постоянные для данной нефтя­ной или газовой скважины; (? — дебит нефти; @_ат — объемный дебит газа, отнесенный к атмосферному давлению.

Уравнения притока (76) и (77) можно записать в виде:

(78) (79)

Опытные точки, полученные в ре­зультате исследования, наносят на гра­фик в координатах (?— -| или ()_ат — с. 45). При этом, согласно

<?ат ^

уравнениям (78) и (79), должны полу­читься прямые линии; отрезки, отсека­емые прямой на оси ординат, будут соответствовать величинам А или А_г, а тангенсы углов наклона этих линий будут равны коэффициентам Рис. 45. График зависимости В и В_г.

В результате исследования скванГйн
методом установившихся отборов оп- "" ^Уат

ределяются коэффициент продуктивности скважин, проницаемость пласта, а также другие параметры и зависимости, знание которых необходимо для правильной эксплуатации отдельных скважин и всего месторождения в целом.

В повседневной промысловой практике из всех определяемых параметров и зависимостей, получаемых в результате исследования скважин, наибольшее значение имеет коэффициент продуктивности. По величине коэффициента продуктивности устанавливают режим работы скважины, подбирают необходимое эксплуатационное обо­рудование. По его изменениям судят об эффективности обработок призабойных зон скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Для этого сравнивают коэффициент продуктивности до и после об­работки скважины. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности, измеренные в разное время, судят о состоянии и работе скважины. Например, постоянный газовый фактор при снижающемся коэффициенте продуктивности указывает на образова­ние песчаной пробки на забое. Далее, если известно, что других причин изменения продуктивности нет (пласт сложен твердыми породами, к скважине притекает однородная жидкость, водонефтяной

контакт находится далеко от скважины), то уменьшение коэффици­ента продуктивности указывает на загрязнение призабойной зоны смолами, парафином и т. п.

Естественно, что все предположения о ненормальностях в работе скважины, сделанные на основании изменения коэффициента про­дуктивности, должны быть тщательно проверены более детальными исследованиями.