Качественного полимерного раствора

Известно, что для полимерных и термополимерных 'техно­логий важное значение имеет качество закачиваемого в пласт по­лимерного раствора.

П.И. Кудипов. Основы нефтегазопромыспового дела

Глава XVII. Методы разработки вязких и пысоковяэкнх иефтсм 593

Таблица 38. Сравнительные технические параметры супертонкого базаль­тового волокна п стекловолокна

№ н/н	Покачатсли	Базальтовое волокно	Стекловолокно
	Средний диаметр волокон, икм	2,0	5,0
	Колпчссмю нсполокпистых включении, %	ло2	до 5
	Обг.смнаи масса, кг/м"	8-12	8-10
	Температурный интервал при­менения, °С	от 269 до 700	от 60 до 450
	Ксп ф ф и цист гг тс п л о провод но -сти Вт (м-°С)	0,029	0,052
	BiffipocToiiKocTi., %
	Коэффициент звукопоглоще­ния при частоте 1000-8000 Гц	0,7-0,99	0,7-0,99
	Гигроскопичность, не более %		7-20
	Падение температуры па 1000 м трубопровода, "С	6,0	12,0
	Экологическая чистота	абсолютная	материал вреден для кожного по­крова и органов дыхания

Выпускаемые установки приготовления полимерною рас­твора УДПП-1,5 полностью не удовлетворяли необходимым тре­бованиям по качеству приготовления раствора полиакрнламнда. В «Улмуртнефти» была разработана, изготовлена и внедрена принципиально новая установка по приготовлению полимерного раствора. Новая установка характеризуется следующими показа­телями:

- обеспечивает высокую степень растворимости полимера;

- позволяет проводить плавное, бесступенчатое изменение
концентрации раствора полимера в широких пределах;

- дает возможность п широком диапазоне регулировать
производительность установки (от 10 до 250 м /сут рас­
твора);

- снижает до минимума долю ручного труда оператора;

- имеет телскоптроль за процессом приготовления раствора
полимера:

- имеет систему точного учета приготовленного и закаченно­
го в пласт полимерного раствора (рис. 148).

11. Теплогеисрнрующие установки

Эффективность внедрения термических и термополимерпых технологии но многом миисит от имеющихся тииюгеперируго-щнх установок. Отечественные парогенераторы УПГ-9/120 (про­изводительность 9 т пара/час на давление 120 мПа) и УПГ 60/160 производительность 60 т пара/час на давление 160 мПа) по техни-

Таблица 39. Сопоставимые характеристики установок по приго­товлению полимерного раствора

№ п/п	Параметры	Установка Ишим-банского завода (УДТТП-1.5)	У ста н о вк а объел и не н и я «Удмуртнефть»
	Принцип смешения	механический	ЭжекторныЙ в псевдо-ежнженном слое
	Производи гель -пост!., м^/сут.	от 3 до 25	от 10 до 250
	Регулирование кон­центрации полимера	Ручное, за счет увеличения или уменьшения по­дачи порошкооб­разною полимера	Полуавтоматическое
	Учет объема приго­товленного раствора	отсутствует	Турбинный расходомер с пределом точности 0,5%
	Обслуживающий персонал, мел.
	Дополнительная комплектация	отсутствует	!. Резервуар готового раствора - 200 м 2. Насос внутренней пе­рекачки. 3. Лаборатория -жспрссс-комтролн вязкости раствора.

В.И. Кудинов. Оаювы нефтегактромысловога дела

Глава XVI]. Методы разработки вязких и нысоковязкнх нефтей 595

Таблица. 40. Сравнительные пых установок

технические характеристики парогенератор-

ii/ii	Параметры	УП Г 60/160, г. Таганрог	«Daniel», США	«ИТОМ», «Удмуртнефть»
I	Про 111 n n л и тс л l> i юс rii, т/час.
	Давление пара мл вы­ходе, кг/см
	Температура пара на пыходс, "С
	Стененг, сухости пара, %
	Удельный расход газа па выработку 1т пара, м3/т		75 '
	Температура выходя­щих газов, "С
	КПД котлоагрегата, %
	Срок службы котла, лет	Ш
	Обслуживающий пер­сонал, чел.		2 в смену	2 в смену
	Автоматизация хим-водоочистки	отсутствует	100%	100%
	Тип исполнения	иолублоки	блочный	блочный
	Система пуска после остановки	через 3 часа	автоматич еская	автоматическая

ческим характеристикам имеют ряд недостатков - низкий коэффи­циент полезного действия, большой расход газа на приготовление 1 т теплоносителя, большое число обслуживающего персонала (на круглосуточное обслуживание парогенератора УПГ-60/160 требуется 64 работника). Парогенераторы импортного производ­ства по многим показателям превосходят наши отечественные, но

цена их очень высокая. «Удмуртнсфтыо» совместно с Боткин­ским машиностроительным заводом и фирмой N-Fab (США) соз­дано совместное предприятие «ИТОМ» по выпуску парогенера­торов с использованием технических условий и части комплек­тующих США.

Сдерживающими факторами применения тепловых методов па нефтяных месторождениях с вязкими нефтями были, главным образом, большой расход теплоносителя па извлечение 1 тонны нефти (т/т), большая стоимость теплоносителя и оборудования, ограничения по глубинам залегания залежей (700-800), высокие -эксплуатационные затраты и главное, низкие коэффициенты неф-тензгшечепия (0,25-0,27). В результате себестоимость добычи нефти становилась настолько высокой, что пе всегда окупались затраты. Созданные и внедренные в «Удмуртнефти» принципи­ально новые технологии теплового воздействия, пе имеющие аналогов в мировой нефтяной практике, позволили снять многие препятствия на пути применения тепловых методов при разра­ботке месторождений с вязкими и высоковязкими нефтями.

Впервые дано обоснование эффективной температуры, ко­торую необходимо иметь в пласте. Па примере многолетнего применения технологий ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП на Грсмихин-ском месторождении с высоковязкими нефтями показана достаточ­ность поддержания в пласте эффективной температуры в 50" С. В результате не требуется непрерывной закачки пара с темпера­турой 300-320° С на протяжении нескольких лет (технология ПТВ), что позволяет снизить более чем в два раза количество пара на из­влечение одной тонны нефти (6,4 т/т при ПТВ и 2,6 т/т при ТЦВП). В период цикла закачки холодной воды теплогенераторы работают на другие участки залежи, в итоге на 25% снижаются капитальные вложения и на 27% эксплуатационные затраты.

В традиционных технологиях ПТВ глубина залежи не долж­на превышать 700-800 м. Новые технологии позволяют приме­нять тепловые методы па глубинах 2500 м н ниже.

Результаты промышленного использования новых техноло­гии показали, что себестоимость добычи одной тонны нефти ста-

В.И. Кудшюв. Основы иефтегазопромысповпго дела

новится ниже, чем при заводнении (с учетом конечного коэффи­циента пефтс извлечения).

Главное отличие новых технологий от ранее применяемых (ПТВ, ВГВ) заключается в значительном повышении коэффициента конечного нефтеизвлечения. Если при ПТВ и ВГВ он не выше 0,25-0,27, то но новым технологиям он достигает 0,43-0,45.

Нопме технологии полностью снимают все препятствия, ко­торые ранее стояли на пути применения тепловых методов на ме­сторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.

Таким образом, стало возможным вводить в разработку многие месторождения вязкой нефти и разрабатывать их с высо­кими технико-экономическими показателями, а главное с дости­гать конечных коэффициентов нефтеизвлечепия, сопоставимых с коэффициентами нефтеизвлечения при разработке месторожде­ний с легкой нефтью при заводнении. Создано отечественное оборудование для успешного применения новых тепловых мето­дов.

Глава XVIII Исследование скважин

Повседневное, целенаправленное проведение исследований за работой нефтяных и нагнетательных скважин и их анализ по­зволяют своевременно вносить коррективы в разработку нефтя­ных и газовых месторождений для рациональной их разработки с целью получения высоких коэффициентов конечного нефтеизв­лечения.

Множество существующих, методов и способов исследова­ния работы скважин предназначены для получения достоверной информации об объекте разработки, условиях и интенсификации притока нефти, воды и газа в скважину, процессах и изменениях, проходящих в пласте. Эта информация позволяет своевременно принимать правильные решения по осуществлению рациональ­ных способов разработки месторождений, принимать экономиче­ски обоснованные способы добычи и методы воздействия на за­лежи нефти, выбирать необходимое оборудование для подъема жидкости из скважин и т.д.

В процессе разработки месторождений в нефтяных залежах постоянно происходят изменения. Пластовое давление, в зависи­мости от состояния воздействия на залежь повышается или сни­жается, идет обводнение добываемой продукции, изменяется проницаемость призабойной зоны пласта, изменяется температу­ра пласта и так далее. В связи с этим необходимо иметь постоян­но обновляющуюся информацию о скважине и объекте разработ­ки. От своевременной и достоверной информации зависит приня­тие правильных решений по внесению необходимых коррективов в разработку месторождения, а также проведение тех или иных геолого-технических мероприятий. Для интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения на скважинах в процессе их эксплуатации проводят ремонтно-изоляционные

В.И. Кудитюв. Основы нефтегазопромыслового дела

Г лапа ХУШ. Исследование скважин

работы, гидравлический разрыв пласта, щелевую разгрузку пла­ста, тепловые и кислотные обработки и так далее.

Чтобы судить о технологической и экономической эффек­тивности проведенного геолого-техпического мероприятия про­водят исследования ло и после проведения мероприятия.

В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов нефтяных и газовых месторолшений используют следующие методы:

- геофизические методы исследования скважин различными
методами каротажа;

- гидродинамические методы исследования скважин и пла­
стов;

- термодинамические методы исследования скважин.

It.V

1. Геофизические методы исследования скважин

Геофизические методы исследования скважин основаны на физических яплепиях, происходящих в горных породах и насы­щающих их флюидах при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при взаимодействии на них радиоактивного искус­ственного облучения или ультразвука. Геофизические методы ис­следования скважин дают значительную информацию как в про­цессе бурения скважины, ее заканчивании, а так и в процессе экс­плуатации. Геофизические методы исследования скважины - зто специфические работы, которые осуществляются специальными партиями геофизических предприятий.

Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, то есть прослеживание за изменением той или иной величины с помощью спускаемого па элсктрокабеле специально­го прибора, снабженного соответствующей аппаратурой. Имеют­ся следующие виды каротажа:

1. Электрокаротаж, который позволяет проследить за из­менением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодейстпия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород.

Разновидности электрокаротажа - это боковой каротаж -ВК, микрокаротаж, индуциоиный каротаж - ИК. Эти каротажи позволяют находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтснасыщениые пропла-стки, дифференцировать горные породы по разрезу.

2. Радиоактивный каротаж - РК - основан на использова­нии радиоактивных процессов (естественных и искусственных), происходящих в ядрах атомов горных пород, насыщающих их жидкостей. Среди разновидностей радиокаротажа, чувствитель­ных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных хи­мических элементов, является гамма-каротаж ГК и ГГК. ГК дает каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоак­тивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференциро­вать породы геологического разреза по этому признаку.

Гамма-гамма-карогаж (ГТК) фиксирует вторичное, рассеян­ное породами, гамма-излучение в процессе их облучения источ­ником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину ап­парате. Гамма-каротажи позволяют косвенно определять порис­тость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды.

В промысловой практике для определения движения воды в заколонном пространстве, местоположения очага обводнения, изучения закономерности распространения коллекторов на ме­сторождении, установления гидродинамической связи между от­дельными объектами разработки, выявления зон трещиноватости, определения высоты подъема цемента в заколонном пространст­ве и так далее используется метод радиоактивных изотопов.

Для приготовления активированной жидкости в качестве радиоактивных веществ используют короткоживущие радиоизо­топы:

Ч]1 с Тш = 8,1 сут; gBr с Т,_д = 1,5 сут

(вид химического соединения и носителя соответственно - вод­ный раствор Nal, KI; иодобензол; водный раствор NaBr, KBr) и др. В зависимости от решаемых задач и условий применения используют растворы солей радиоактивных изотопов в воде или

В.И. Кулитюп. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

нефти, взвеси тонких глинистых частиц, па которых осаждены радиоактивные изотопы, осажденные на порошках, песке и дру­гих материалах.

Работы в скважине ведутся в следующей последовательно­сти. Вначале в скважине проводят измерение естественной гам­ма-активности и получают диаграмму Г'К,. Затем через пасоспо-компрессорные трубы в скважину и в пласт закачивают активи­рованную жидкость и после этого промывают скважину два-трн раза водой с целью очистки ее от загрязнения активированной жидкостью с последующим измерением гамма-активности и по­лучением кривой ГК₂. После ввода в скважину радиоактивного вещества проводят измерения интенсивности ■ у-излучения по стволу скважины. Для прослеживания радиоактивных веществ по стволу скважины проводят несколько замеров. ■

Интерпретация результатов измерений при работе с радио­активными изотопами заключается в сопоставлении диаграмм гамма-каротзжа, полученных в скважине до ввода в нее радиоак­тивного вещества и после ввода. Эти сопоставления дают воз­можность исключить пласты с повышенной естественной радио­активностью и выявить участки разреза, в которых наблюдается проникновение в пласт активированных жидкостей или суспен­зии.

3, Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии
потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Прибор,
спускаемый в скважину, содержит источник быстрых нейтронов
и индикатор, удаленный на 0,5 м от источника и изолированный
экранной перегородкой.

Нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НГ-Т) и над-тепловым нейтронам (НГ-Н) дает дополнительную информацию о пласте и пластовых жидкостях.

4. Акустический каротаж (АК) позволяет определять упру­
гие свойства горных пород. При этом каротаже в скважине воз­
буждаются упругие колебания, которые распространяются в ок­
ружающей среде и воспринимаются одним или несколькими при­
емниками, расположенными в этом же спускаемом аппарате.

Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, то есть затухание. Выделяется три модификации акустического каротажа: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и акустический каротаж для контроля цементного кольца и технического состояния скважи­ны.

5. Другие виды каротажа.

Ковернометрия, то есть измерение фактического диаметра необсажепного ствола скважины и его изменение вдоль ствола. В сочетании с другими видами каротажа коверпограмма указыва­ет на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Коверно-граммы в сочетании с другими методами хорошо дифференци­руют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницае­мости разреза.

Термокаротаж позволяет определять распределение темпе­ратуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать по температурному градиенту и со­ответственно по тепловому сопротивлению. Охлаждение или на­грев ствола скважины при закачке воды или теплоносителя по­зволяет получить новую информацию о теплоемкости или тепло­проводности пластов.

Термокаротаж позволяет определять: местоположение про­дуктивного пласта, газонефтяной контакт, зоны разрыва при гид­равлическом разрыве пласта, места потери циркуляции в буря­щейся скважине или дефекта в обсадной колонне, зоны поглоще­ния воды и газа при закачке и так далее.

2. Термодинамические исследования скважин

Температурные колебания на земной поверхности вызыва­ют изменения температуры на небольшой глубине. Суточные ко­лебания температуры затухают на глубине менее метра, а годо­вые колебания температуры на глубине примерно 15 м. Этот уро­вень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока,

Глава XVIII. Исследование скважин

I!.И. Кудтшов. Основы нефтегазопрамыслового дела

идущего из глубины земли. Общий тепловой поток земного шара составляет 25,12 млрд. кДж/с. Подсчитано, что для создания та­кого теплового потока нужно в сутки сжигать 50 млрд. м метана.

Интенсивность теплового потока q связана простым соот­ношением с теплопроводностью Л и температурным градиентом

_г dT.dT

dx ^H dx

Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение тем­пературного градиента, можно оценить значения Л горных пород и дифференцировать их по этой величине, В однородной толще осадочных пород геотерма Т{х) стационарного теплового потока будет иметь вид прямой линии с наклоном, соответствующим температурному градиенту земли T = dTjdx, имеющему различ­ные значения в различных геологических районах земли (в сред­нем Г = 0,03° С/м).

При чередовании горизонтальных пластов с различными ко­эффициентами теплопроводности геотерма стационарного тепло­вого потока земли будет иметь вид ломаной линии, состоящей из прямолинейных отрезков с различными углами наклона. Чем меньше теплопроводность Л, тем больше наклон линии Т(х) против данного прослоя. Отклонения от естественной геотер­мы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процесса­ми, происходящими в пластах и в продуктивном перфорирован­ном интервале. Первоначальная термограмма, замеренная до пус­ка скважины о работу, позволяет судить о естественном невоз­мущенном тепловом поле земли. Термограмма в работающей скважине отражает все тепловые возмущения, вызванные прито­ком жидкости или ее поглощением, а также изменением их ин­тенсивности. Поэтому основой для выделения продуктивных или поглощающих интервалов, определения их толщины, интенсив­ности поглощения и выявления общего состояния призабойной зоны являются различия между гсотермой и термограммой рабо­тающей скважины. На рис. 141 показано распределение темпера­туры по стволу скважины.

а

О

И, Н

Если бы поток имел бес­конечно большую скорость, то он достигал бы поверхности без изменения температуры - ли­ния АСо на рис. 141. Так как его скорость ограничена, он успе­вает охладиться и, начиная с некоторой глубины (точка В па рис. 141), термотрамма пото­ка перейдет в наклонную линию, параллельную геотерме Т_г. Раз­ница температур Т„ -Т_т =ЛГ установится чакой, при которой при данных тешюфизических „ свойствах горных пород потери тепла п окружающую среду сравниваются с теплом, вне­сенным восходящим потоком. Она прямо пропорциональна

интенсивности потока или ско- ^Рис" ^Ш Распределение роста восходящего потока пературы по стволу скважины:

и теплоемкости жидкости:

Т,- геотерма - естественное рас­пределение температуры в нерабо­тающей екпажинс; 7"„ - термотрамма где: а - коэффициент пропор- - распределение температуры в ра-. циональности, характеризую- ботающей скважине щий условия теплообмена; С -теплоемкость жидкости.

При увеличении дебита точка В на соответствующих кри­вых будет подниматься и при значительных дсбитах она может находиться выше устья скважины. Это означает, что стабилиза­ция температурного 1т>адиента не успевает наступить при данных гидродинамических условиях потока.

Например, условимся, что на глубине Я₂ второй пласт (см. рис. 141) с таким же дебитом, что и первый пласт, расположен­ный на глубине Н_}. Жидкость в обоих пластах с одинаковыми те-плофизическими свойствами.

В.И. Кудинов. Основы чефтегазопромыслового дела

Глапа XVIII. Исследование скважин

S

Термограмма второго потока при неработающем первом (пунктирная линия, идущая от точки А\) совпала бы с термо-граммой потока из первого пласта. Несмотря на большую темпе­ратуру второго пласта, поток из пласта Н\ и из пласта Н₂ на устье имел бы одинаковую температуру.

ОА1 Аэ А А

Такие же изменения тем­ператур происходят и при на­гнетании воды в скважину (рис. 142).

Точке А соответствует тем­пература нейтрального слоя. Допустим, что закачиваемая вода имеет такую же темпера­туру. Если бы скорость закачки была бесконечно большой, то вода достигла бы забоя без из­менения температуры {пунк­тирная линия АС). Разница в температуре воды и окружаю­щих горных пород с увеличени­ем глубины будет расти, и вода начнет нагреваться. На некото­рой глубине (точка В) теплооб-менные процессы стабилизи­руются и термограмма пото­ка Т_п практически станет парал-

Рис. 142. Распределение темпе- ^лслыюй геотерме Т_т. При уве-
ратуры по стволу нагнетатель- личении расхода точка В на со-
нон скважины: 7-_г-гсотсрма;7-_п- ответствующих кривых будет
термограмма, опускаться, а при значительном

расходе точка В может опускать­ся ниже пласта И, то есть стабилизация теплообмена не наступит. Во время закачки холодной воды (точка А,) вода начнет нагре­ваться интенсивнее, так как разница температуры воды и окру­жающих горных пород больше. Стабилизация теплообменных процессов наступит раньше, и точка В_х переместится вверх

(рис. 142). При закачке горячей воды (точка Аг) вначале будет происходить передача теплоты от воды к окружающим горным породам. На некоторой глубине термограмма потока 7], пересе­чет геотерму Г_г в точке Л/, называемой точкой инверсии. Ниже точки М будет происходить нагрев воды.

Стабилизация теплообмена наступит на некоторой глубине в точке В₂, ниже которой Т_п будет параллельна геотерме Т_г. От­сюда следует, что возможен случай, когда геотерма и термограм­ма будут параллельны, начиная с самого устья (точка Л₃). Вы­ше предполагалось, что температура выходящей из пласта жид­кости равна пластовой. Но это было верно для статических усло­вий, когда нет движения жидкости по пласту. При фильтрации жидкости перепад давлений АР = Р_Ж~Р_С расходуется на преодо­ление сил трения, в результате чего температура жидкости, вы­текающей из пласта увеличивается по сравнению с геотермальной.

При фильтрации газа, в отличие от жидкости, его темпера­
тура падает иследствие большого расширения. Установившееся
изменение температуры пластовой жидкости Д7" зависит от
перепада давления. Эта зависимость, называемая эффектом
Джоуля-Томсона, определяется (в первом приближении)
формулой AT = -еАР,

где знак минус означает, что падению давления соответствует повышение температуры; £ - интегральный коэффициент Джо-уля-Томсона, который в практическом диапазоне изменения дав­лений можно считать постоянным:

для волы Е = 0,24-Ю"^6оС/Па;

для нефтей £=(0,41-0,61) Ю^Х/Па;

для газов £-(2,55-4,08) 10^°С/Па.

Это означает, что при депрессиях порядка ЮМПа нефть может иметь температуру па 4-6°С выше геотермальной. Таким образом, за счет эффекта Джоуля—Томсопа геотерма при фильт­рации жидкости должна сдвинуться вправо, в сторону увеличе­ния температуры на величину ДГ_Ж, а при движении газа - влево

В.И. Куликов. Основы нефтегазопромысловога дела

Глава XVIII. Исследование скважин

на величину ДГ_Г, так как произойдет снижение температуры, ко­торая может быть существенной (25-40° С). Современные сква-жинныс элек гротермометры имеют погрешность в пределах 0,!° С.

V///////////7,

О

777////////////////

AT.

Я

Рис. 143. Распределение температуры в скважине с учетом кало­риметрического эффекта Джоуля-То мсона

При одновременной работе нескольких пластов или пропла-стков их продукция, имеющая различную температуру, смешива­ется, обуславливая калориметрический эффект и скачкообразное изменение температуры потока смеси (рис. 143). Амплитуда зто-го скачка зависит от исходных температур смешивающихся по­токов, от расходов и теплоемкостей и определяется калориметри­ческой формулой, предполагающей отданной и полученной теп­лоты:

где ДГ_В - понижение температуры восходящего потока в интер­вале смешения; Л7"_п - повышение температуры присоединяюще­гося потока; С, Q -теплоемкости и расходы соответственно (ин­декс «в» относится к восходящему потоку нижнего пласта, ин­декс «п» означает присоединяемую жидкость верхнего пласта).

На рис. 143 показан ход термограмм с учетом калориметриче­ского эффекта при смешивании потоков: 7"_г - геотерма статическо­го состояния без учета нагрева жидкости за счет дроссельного эф­фекта; ДГ_е - смешение температур (увеличение) за счет дроссель­ного эффекта Джоуля-Томсона; А - исходная точка термограммы Т_г, верхнего пласта Я₂ при условии, что нижний пласт не работает; Т\ - термограмма нижнего пласта Н\ также с учетом дроссельного эффекта АТ_е; В - исходная точка термограммы 7\ нижнего пласта #_t с учетом дроссельного эффекта; ДГ„ - понижение температуры восходящего потока в зоне смешения; АТ_п - повышение темпера­туры потока, присоединяющегося из верхнего пласта И₂; Т- дейст­вительная термограмма обоих потоков после смешения.

Термограмму можно интерпретировать как дебитограмму, позволяющую не только выделять продуктивные интервалы, но и определять их притоки. Из равенства (138) следует

или

(139)

Q_B

где Q_s - расход восходящего потока в эксплуатационной колонне до его смешивания с присоединяемым потоком Q_n.

Выше кровли верхнего пласта расход будет равен Q = Q_n+Q_B. Откуда

Q_B-Q-Q,- 040)

Подставляя (140) в (139) получим

ат г

(141)

Решая (141) относительно Q_n, получим

ДГ„С.

Qn=Q

(142)

ДГ_ПС„+ДГ_ВС_В

В.И. Куликов. Основы нефтегаэопромыслового дела

Глава XVITI. Исследование скважин

Таким образом, для определения присоединяемого расхо­да Q_n необходимо измерить Q - расход жидкости в эксплуатаци­онной колонне выше кровли присоединяемого пласта; Д7"_в - тем­пературный скачок в зоне смешения потокоп, то есть охлаждение восходящего потока против присоединяемого пласта; АТ_П - уве­личение температуры потока присоединяемого пласта, измерен­ное как разность температуры у кровли пласта и условной гео­термы, то есть геотермы, исправленной на дроссельный эффект (см. рис. 143); С_в и С_п -теплоемкости;

Имеются скважинные термометры-дебитомеры, основанные на принципе охлаждения нагретой электрическим током спирали, омываемой потоком жидкости. Охлаждение спирали тем интен­сивнее, чем интенсивнее расход жидкости. Экспериментально можно установить зависимость между температурой спирали и расходом жидкости. Таким термометром-дебитомером вдоль ис­следуемого интервала снимаются две термограммы: обычная, ко­гда спираль подвергается воздействию потока, и геотерма в оста­новленной скважине, которая показывает изменение температуры нагретой спирали в зависимости от глубины. По разности показа­ний этих двух термограмм и с помощью калибровочных кривых определяется изменение расхода вдоль исследуемого интервала.

Преимуществами такого термодебитомера является то, что он имеет малые размеры и его можно спускать на одножильном кабеле, он не требует применения пакера. Такой термодебитомер позволяет фиксировать приток из каждого действующего перфо­рационного отверстия.

Гидродинамические и термодинамические исследования скважин позволяют получать информацию о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов как по всей толщи­не, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей.

Представление о гидродинамических или, так называемых, фильтрационных свойствах нефтеносной и водоносной частей пласта позволяют вести постоянный контроль за разработкой за-

лежи в целом, а так же работой каждой нефтяной и нагнетатель­ной скважины в отдельности. Параметры пластов определяют по дебитам жидкости и газа в зависимости от изменения забойных давлений или дебитов скважин во времени.

В промысловой практике применяют следующие методы исследования:

1. Исследование скважин при установившихся режимах иссле­
дования на приток, когда показатели работы скважины в те­
чение нескольких суток не изменяются.

2. Исследование при неустановившемся режиме работы сква­
жин (метод прослеживания за уровнями кривой восстанов­
ления забойного давления).

3. Исследование профиля притока в добывающих скважинах
и профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

3. Исследование скважин при установившихся режимах работы скважин (метод пробных откачек)

Этот метод исследования екпажин по предложению про­фессора В.Н. Щелкачсва называется «метод установившихся отборов», его используют при исследовании нефтяных, газо­вых, газоконденсатных, нагнетательных скважин, эксплуатируе­мых при любых способах. При применении этого способа опре­деляют зависимость дебита жидкости в добывающих или прие­мистости в нагнетательных скважинах (Q) от перепада пластово­го и забойного давлений АР при установившихся режимах рабо­ты скважины (рис. 144). Эти зависимости называются индика­торными диаграммами (линиями). За пластовое давление Р_пя принимают значения динамического пластового давления, уста­новившегося в пласте между работающими скважинами. Для по­строения индикаторной диаграммы необходимо иметь две, три и более точек. Точка в начале координат получается, когда Лаб ~ ''пп• ^те- скважина остановлена.

Индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными, выпуклыми или вогнутыми по отношению к оси дебитов в зави­симости от режима фильтрации жидкости в призабойной зоне плас-

И.И. Кудинов. Основы иефтегазопромысяового деда

Глава XVIII. Исследование скважин

о

Q, т/сут

ч, МПа О Q

и '|

Рис. 144. Индикаторные диаграммы

та (рис. 144). Прямолинейная индикаторная диаграмма получает­ся, когда режим работы скважины напорный и в пласте установи­лась фильтрация однородной жидкости по линейному закону Дорси. Приток жидкости к забою скважины выражается уравне­нием Дюпюи

г-&1. (143)

Если обозначить

(144)

то уравнение (143) примет вид

К- коэффициент продуктивности скважины.

тсуг МПа

K=Q/AP

(145) (146)

то есть коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины в тоннах па 1 МПа перепада давле­ния.

Максимальную производительность скважины при /^_аб=0

называют потенциальной. Отбор жидкости, близкий к потенци­альному дебиту, возможен при условии, когда в скважине имеет­ся зумиф (углубление в скважине ниже интервала продуктивного пласта). Противодавление па пласт при этом может быть равным атмосферному и даже ниже его.

Коэффициент продуктивности является величиной постоян­ной при соблюдении линейного закона фильтрации жидкости на всех режимах работы скважины. Индикаторные диаграммы вы­пуклой формы к оси дебитов (кривая 2, рис. 144 а) указывают на нелинейный закон фильтрации однородной жидкости в пласте. Такие диаграммы характерны и для скважин с трещиноватыми коллекторами. При снижении забойного давления возрастают инерционные силы, уменьшается раскрытость трещин в соответ­ствии с возрастанием сопротивления призабойной зоны пласта. Вследствие проявления инерционных сил, снижения проницае­мости трещин или одновременного проявления обоих факторов с ростом депрессии давления индикаторная линия искривляется (становится выпуклой к оси дебитов). Приток жидкости к забою скважин при этом выражается уравнением

Q = KAP\ (147)

где п - показатель фильтрации.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продук­тивности К- величина переменная и зависит от депрессии.

Если индикаторная линия сначала является прямолинейной, а затем становится выпуклой к оси дебитов, то это получается то­гда, когда сначала при небольших депрессиях фильтрация жид­кости в призабойной зоне пласта происходит па основе линейно­го закона, а но мере увеличения перепада давления скорости движения жидкости увеличиваются, и фильтрация происходит при нелинейном законе.

R.I-1. Кулмнов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

Индикаторные линии вогнутой формы к оси дебитов (кри­вая 3, рис. 144 а) получаются при исследовании скважин па неус­тановившихся режимах работы. В этом случае исследование скважин необходимо повторить.

Получение индикаторных линий при исследовании скважин на неустановившихся режимах их работы объясняются следую­щими причинами:

- поочередным включением в работу более иизкопропицае-
мых участков пласта или пропластков по мере увеличения
депрессии на пласт;

- увеличением проницаемости продуктивной части пласта
за счет очистки порового пространства при больших скоро­
стях фильтрации жидкости;

- раскрытием или смыканием трещин в призабойпой зоне
пласта в период изменения забойного давления при перехо­
де от одного режима работы скважин на другой (это харак­
терно для нагнетательных скважин);

- исследованием скважин месторождений с неньютоновскими
нефтями.

Параболические формулы типа (147) для уравнений притока не в полной мере характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильная запись формулы для градиента давления

----- = И# + Ъд², (148)

АХ R

где АР - падение давления на участке длиной АХ; fl - вязкость нефти; R - коэффициент проницаемости; I? - скорость фильтра­ции; Ъ — коэффициент, зависящий от геометрии пористого про­странства и плотности фильтрующейся среды.

Уравнение (148) имеет следующее понятие. При движении жидкости перепад давлений на каком-то участке расходуется на преодоление сил трения и инерции жидкости и газа, которые возникают из-за извилистости норовых каналов в пласте. Си­ла инерции пропорциональна квадрату скорости, а значит, чем больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции.

В уравнении (148) основную роль играет первый член, то есть движение происходит при линейном законе фильтрации. Нели­нейность индикаторной кривой объясняется значительным уве­личением второго члена уравнения, что соответствует большим скоростям фильтрации. При условии, что скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, двучленному закону фильт­рации (148) соответствует уравнение индикаторной линии:

² (149)

где А, В - коэффициенты, постоянные для данной нефтяной скважины; Q -дебит нефти.

Уравнение (149) можно записать в виде

— = A + BQ. (150)

V

График этого уравнения представляет прямую линию с от­резком А, отсекаемым от оси ординат и тангенсом угла накло­на а (см. рис. 144 б). При установившихся режимах по данным исследования скважин, можно определить коэффициент прони­цаемости, который является средним между проницаемостью удаленной зоны пласта и призабойной зоны. Он больше характе­ризует состояние призабойной зоны пласта. Этот коэффициент проницаемости условно называется «средним» коэффициентом проницаемости.

'ср

(151)

h

где fl - вязкость жидкости в пластовых условиях; h - толщина продуктивного пласта; К - коэффициент продуктивности; R_k -радиус контура питания; г_с - радиус скважины.

При расчетах R_k приближенно принимается равным сред­нему значению половины расстояний между соседними скважи­нами.

Исследования скважин, проведенные до и после геолого-техиического мероприятия (гидравлический разрыв пласта, ще­левая разгрузка, кислотная обработка и др.), позволяют по изме-

В.И. Кудииов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

нению коэффициента продуктивности оценивать эффективность данного мероприятия. В случае, когда к забою скважины проры­вается пластовая вода, увеличение отбора воды приводит к уменьшению коэффициента продуктивности, так как при этом уменьшается фазовая проницаемость для нефти. При прорыве в скважину посторонних (закачиваемых) вод коэффициент про­дуктивности остается неизменным.

Уменьшение коэффициента продуктивности в работающих скважинах указывает на засорение (кальматацню) призабойной зоны пласта смолопарафиповыми отложениями, механическими примесями и др. Уменьшение коэффициента приемистости в на­гнетательных скважинах (во времени) чаще всего происходит из-за закупоривания пор и трещин призабойной зоны пласта меха­ническими частицами, отложениями окислов железа, частицами эмульгированной нефти и другими веществами, содержащимися в закачиваемой воде в виде незначительных примесей.

4. Исследование при неустановившихся режимах работы скважин

Определение параметров пласта и скважины при данном ме­тоде исследования скважин основано на использовании процес­сов перераспределения забойного давления после пуска или остановки скважины. Этим методом исследуют скважины при любом способе эксплуатации. После мгновенного изменения ус­тановившегося режима работы скважины (пуск или остановка скважины) замеряется скорость восстановления или падения за­бойного давления и строится график восстановления забойного давления во времени. По этому графику и величине установив­шегося дебита скважины до начала исследования рассчитывают основные параметры пласта, характеризующие его фильтрацион­ную возможность.

Восстановление давления на забое мгновенно остановлен­ной скважины, эксплуатирующей однородный по проницаемости пласт постоянной толщины, насыщенный однородной по вязко-

сти жидкостью при установившемся дебите, может быть выраже­но уравнением

П..U 1 *>Kv Пни

it, (152),

■пр

4Л-ДЛ

где ДР(() - повышение забойного давления во времени, МПа; Q- устаповившийся дебит скважины перед остановкой, м/с; /I - вяз­кость пластовой жидкости, МПа-с; R - коэффициент проницаемо­сти, мкм²; h - толщина пласта, м; х - коэффициент пьезопроводно-

сти пласта, м²/с; г_пр - приведенный радиус скважины, м; t - время

с начала остановки скважины, сут; Ь - объемный коэффициент. Обозначив

А = -

(153)

пр

I -■

(154)

AnRh

уравнение (152) можно представить в виде

График этого уравнения будет иметь вид прямой линии с углом наклона а и отрезком А, отсекаемым от оси ординат (рис 145).

Используя график восстановления давления, из уравне­ния (154) можно определить коэффициент проницаемости пласта

(155)

ih

Для этого необходимо из графика определить значение углового коэффициента / как tgdr:

I =-

(156)

После определения коэффициента проницаемости опреде­ляют коэффициент пьезопроводности:

'-7&£тдГУ ^а57>

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромысяового дела

Глава XVOI. Исследование скважин

Др(()

In i,. In ^ In t

Рис. 145. Кривая восстановления забойного давления

где fi - вязкость жидкости; /?_ж, Д. - соответственно коэффици­
енты сжимаемости жидкости и среды; т — коэффициент пористо­
сти. •■ ' I

Подставляя найденные значения i и х в уравнение (153), определяют приведенный радиус скважины:

(158)

Исследование на неустановившихся режимах дает возмож­ность качественно оценить изменение проницаемости или нали­чие непроницаемых включений в удаленных зонах пласта.

Сравнивая коэффициент проницаемости удаленной зоны пласта со средним коэффициентом проницаемости, определен­ным но коэффициенту продуктивности (151), можно судить о со­стоянии призабойной зоны пласта.

В случае когда /?_ср//?<1, это указывает на низкую прони­цаемость и на необходимость проведения геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта. К этим мероприятиям можно отнести промывку забоя скважины горячей нефтью, проведение гидрораэрыва пласта, об-

работку пласта оксидантом, щелевую разгрузку, кислотные обра­ботки и др. Если Лср/й > I, то это показывает, что проницаемость

призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны или выше ее, а значит нет необходимости проводить какие-то геолого-тсхнические мероприятия. О состоянии призабойной зо­ны пласта, гидродинамическом совершенстве скважины и об эф­фективности проводимых ГТМ судят и по величине приведенно­го радиуса скважины г, который определяется по форму­ле (154). Если скважина имеет большой коэффициент гидроди­намического совершенства, величина г приближается к геомет­рическому радиусу скважины по долоту. В случае если г <г_Г,

причем во много раз, это указывает, что на скважине необходимо проводить геолого-техпические мероприятия (ГТМ), такие как ГРП, дополнительная перфорация, кислотные обработки и др.

5. Формы кривых восстановления давления и их интерпретация

В природных условиях сравнительно редко встречаются ли-тологически однородные пласты по толщине и простиранию. В процессе работы скважины проницаемость призабойной зоны изменяется по разным причинам. Загрязнение призабойной зоны происходит механическими примесями, смолопарафинопыми от­ложениями, солями гипса, окислами железа и др. Изменяется и вязкость жидкости в результате закачки холодной воды или ее прекращения, замещения вязких нефтей пластовой или пресной водами и перемещения водонефтяного или газонефтяного кон­тактов при заводнении пластов. На вид кривых восстановления забойного давления в значительной мере влияет то, что практиче­ски невозможно мгновенно прекратить приток или подачу жид­кости в пласт, выделение газа в призабойной зоне и стволе сква­жины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и так далее.

Перечисленные факторы влияют на формы кривых восста­новления забойного давления, и фактические графики АР и 1п(

В.И- Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

In t

tat

отличаются от теоретических. Часто встречающаяся форма крн-вых восстановления забойного давления показана на рис. 144 а.

В некоторых нефтяных скважинах с низкой проницаемо­стью пласта, с высоким давлением насыщения и значительным газовым фактором время начала выхода графика на прямолиней­ный участок длится 4 часа и более. Для нагнетательных скважин, в которые закачивается вода, или находящихся на самоизливе график восстановления давления почти сразу выходит на прямо­линейный участок. Начальный участок графика восстановления забойного давления (до точки т) рассматривается с учетом при­тока жидкости и скважину после ее остановки. Второй участок графика от точки m до точки ni\ имеет крутой угол наклона и наибольшее значение углового коэффициента i_t. Подставляя его значение в формулу (155) получим наименьший вычисленный коэффициент проницаемости, что говорит о неудовлетворитель­ном состоянии призабойиой зоны пласта. По данному участку определяется степень несовершенства скважины, которая харак­теризуется приведенным радиусом скважины г_пр. Подставляя

данный радиус в уравнение Дюпюи для радиального установив­шеюся притока однородной жидкости в скважину:

Рис. 146. Кривые восстановления забойного давления с несколь­кими прямолинейными участками

Если соблюдать все условия применимости метода исследо­вания скважин по кривым восстановления давления, то график имел бы форму прямой линии с уклоном i = tga и отрезком А на оси ординат (см. рис. 145). В промысловой практике наруше­ние прямолинейности наблюдается в начале графика, это объяс­няется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее остановки, так как практически невозможно достичь мгновен­ной остановки скважины (нужно время на закрытие задвижек); в насосных скважинах повышается уровень от динамического до статического; сжимаемостью жидкости в стволе скважины при повышении давления; выделением свободного газа из нефти по стволу скважины при снижении давления.

^Гс

уточняем параметры пласта. Участок графика от т_х до т₂ с угло­вым коэффициентом ii оценивает фильтрационные свойства уда­ленной зоны пласта. Это сравнительно большой участок пласта вокруг скважины сложен породами однородной проницаемости, содержащими жидкость постоянной вязкости. Толщина пласта на этом участке на всем простирании одинакова. Коэффициент про­ницаемости на этом участке, рассчитанный по формуле (156), бу­дет выше проницаемости призабойной зоны пласта. После точ­ки т₂ направление графика снова меняется и повышается угол наклона. Повышение угла наклона объясняется ухудшением ли-тологической характеристики продуктивного пласта или значи­тельным увеличением вязкости жидкости. Чтобы более точно оп-^; ределить факторы, влияющие па угол наклона графика, следует повторить исследование скважины через 3-4 месяца.

П.И. Кулипоп. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

Когда на характеры кривых восстановления забойного давле­ния на той же скважине повлияло наличие литологической ограни­ченности пласта, то точки пересечения прямолинейных участков tit], m₂, "ij. будут находиться на одном и том же расстоянии от оси ординат (см. рис. 146 6). В случае когда искривление графика свя­зано с разностью вя!костей, насыщающих данный пласт, точки пе­ресечения т_ь т_ъ т₃ при повторных исследованиях будут откло­няться вправо по горизонтальной оси графика (см. рис. 146 в).

Таким образом, исследование скважин по методу неустано­вившихся режимов позволяет получать данные по пласту и прини­мать необходимые решения для рациональной разработки залежи. По результатам исследований скважин до и после проведения того или иного геолого-техпического мероприятия можно определить глубину обработанной зоны пласта (рис. 146 г). График 1, постро­енный до обработки скважины, вначале имеет крутой угол наклона, что указывает на низкую проницаемость призабойпой зоны пласта. После проведения обработки призабойной зоны меняется характер начального участка графика 2, а участок подъема имеет почти тот же уклон. Из этого можно делать вывод, что в результате обработ­ки скважины повысился коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, а глубину обработки можно рассчитать до точки т. Выполненные заключения по формам графиков восстановления за­бойного давления будут более достоверны, если такие исследова­ния провести в соседних скважинах и их результаты сопоставить. Для определения расстояния от ствола скважины до места в пласте, где условия фильтрации жидкости изменяются, можно воспользо­ваться формулой распределения давления в бесконечном пласте после остановки одиночной скважины, предложенной профессором В.Н. Щслкачевым:

ДР(Г) = -^-(0,8091 + In F_n), (159)

AxRh

где F_o - безразмерный параметр Фурье, характеризующий ско­рость распределения давления в пласте. Остальные параметры прежние:

/², (160)

где: х " коэффициент пьезопроводности, м/с; (- время с начала остановки скважины, с; R - текущий радиус, м.

Если F_o =0,1, давление на забое восстанавливается на 90%,

а когда F_o = 0,5, то давление практически восстановилось, и это давление можно принимать за пластовое. В этом случае AP(t) — > 0 и уравнение (159) будет иметь вид

0,8091 + lnF₀ = 0. (161)

Подставляя в формуле (161) значение безразмерного коэффици­ента из уравнения (160), получим

0,8091 + шл(-21пД = 0. (162)

Отсюда можно определить расстояние от ствола скважины до любой точки в пласте:

R=*l,$Jxi. (163)

Чтобы пользоваться этой формулой, необходимо построить гра­фик восстановления забойного давления в координатах АР, Int. По прямолинейному участку определяют коэффициент прони­цаемости R и подсчитывают коэффициент пьезопроводи мости X по формуле (157), фиксируют на графике точку т, после которой изменяется угол наклона. Величину времени (в точке пересече­ния и значение % подставляют в формулу (163). С применением метода восстановления забойного давления проводят также ис­следования на взаимодействие скважин. Для этого на одной скважине изменяют режим работы, а на других соседних скважи­нах наблюдают за изменением забойного давления. По скорости восстановления забойного давления рассчитывают параметры пласта в радиусе между возмущающей и наблюдательными скважинами.