Исследование скважин на приток при неустановившемся режиме кратко

Обновлено: 05.07.2024

Сущность метода исследования скважин при неустановившихся режимах работы заключается в измерении различных параметров скважины или пласта, в котором она бурится. Здесь приходится работать с достаточно более маленьким количеством цифр, что значительно облегчает задачу исследователям. Сама сущность метода достаточно проста. Речь идет об измерении изменения забойного давления в скважине с течением времени. На основе полученных данных строятся графики и диаграммы поведения этого самого давления во времени.

Все исследование сводится к тому, что нужно проследить за тем, как будет вести себя забойное давление во времени. Разумеется, оно будет снижать свои параметры. От интенсивности снижения зависят многие характеристики самой скважины. Если речь идет о постоянном дебете, то есть о том периоде, когда скважина уже достаточно давно эксплуатируется, полученные данные используются для составления графика увеличения забойного давления в определенных случаях, возможности поднятия уровня жидкости в стволе.

В связи с тем, что все жидкости и те пласты горных пород, в которых они находятся, имеют разнообразную упругость, соответственно, давление забойное не всегда будет одинаковым. Это и лежит в основе данного метода изучения поведения жидкости в скважине с течением времени. На самом деле существует несколько основных разновидностей методов исследования скважин при неустановившихся режимах работы.

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Определение границ зон с различными свойствами на основе исследование скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ

Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием.

Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами (рис 1) Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них (реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей).

Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси.

Цель: определить осредненные значения гидропроводности e и пьезопроводности c в районе исследуемых скважин.

Рис. 1 Схема проведения гидропрослушивания пластов:

1 – возмущающая скважина, 2 – реагирующая скважиная, 3 – пласт, 4 – глубинный прибор (манометр или дифманометр) e₁ и e₂ – коэффициенты гидропроводности призабойных зон пласта, e₁¢ и e₂¢– коэффициенты гидропроводности удаленных зон пласта, e₃ – коэффициент гидропроводности пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами.

Разновидности метода гидропрослушивания:

1. Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины

2. Плавное изменение дебита возмущающей скважины

3. Периодическое изменение дебита возмущающей скважины.

Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных пропластков в любой точке пласта и т.д.

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах.

1.1 Исследование скважин на приток

Определяют величину депрессии на пласт. Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.

Где – Депрессия.

- Пластовое давление.

- Забойное давление.

Строят индикаторную диаграмму в координатах (рис.1)

(рис. 1)

где К - Коэффициент продуктивности скважины.

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:

Где - Давление на любой момент времени.

- Давление на забой до остановки скважины.

(рис.2)

Исследование скважин - комплекс работ по:

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 давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

1.2 Виды индикаторных диаграмм

(рис. 3)

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.

Определение коэффициента продуктивности скважин

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

где η - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].

Q - Дебит скважины [м³/сут].

ΔP - Депрессия [МПа].

P_k - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].

P_c - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

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.

Продуктивность по газу

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине.

Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

- Коэффициент гидропроводности пласта (k - проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ - динамическая вязкость жидкости [сП]).
B - Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия).
R_k - Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами).
r_c — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:

где η - Фактическая продуктивность несовершенной скважины. S - Скин-фактор.

Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Существуют следующие методы исследований скважин и пластов:

Гидродинамические
Дебитометрические
Термодинамические
Геофизические

Исследование скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм).
Исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД).
Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах

заключается в многократном изменении режима работы скважины и,

после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного

давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с

Где Q - Дебит скважины.

К - Коэффициент продуктивности.

Рпл - Пластовое давления.

Рзаб - Забойное давления.

n - Коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n 1, когда линия

вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

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:

Пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина.
Пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной.
Пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

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

По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбиной на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, не герметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

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

подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Геофизические исследования скважин

Геофизические исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м).

Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

Методы увеличения продуктивности скважин

И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвинуло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов.

Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.

Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.

Успешность применения методов повышения нефтеотдачи в большой мере зависит от уровня геолого-промысловых исследований нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и свойств, насыщающих пласт нефти, газа и воды.

Исследования нефтепродуктивного пласта предполагают изучение особенностей его строения с позиции правильной оценки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропластки.

Особое внимание следует уделять литологической характеристике пород, слагающих продуктивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи.

Гидродинамические методы исследования пластов и скважин, связанные с замерами пластовых и забойных давлений, называются пьезометрическими. Различают две группы пьезометрических методов – при установившихся и неустановившихся режимах.

Методы исследования скважин на неустановившемся режиме тесно связаны с теорией упругого режима, так как после пуска или остановки скважины на ее забое и в пласте возникают длительные процессы перераспределения давления.

Чаще всего при гидродинамическом исследовании измеряют восстановление забойного давления после остановки скважины, ранее продолжительное время работавшей с постоянным дебитом. Давление измеряют с помощью скважинных глубинных манометров и строят график изменения давления с течением времени – кривую восстановления давления (КВД).

С помощью основной формулы теории упругого режима можно получить следующую функциональную зависимость между изменением забойного давления DР_с и временм t:

где - приведенный радиус скважины.

Перепишем формулу (6.22) в виде:

Это – уравнение прямой линии. Здесь А – угловой коэффициент прямой в координатах DР( lgt):

В – отрезок, отсекаемый на оси DР асимптотой при lgt=0:

Обработка КВД и определение по ним коллекторских свойств пласта проводятся следующим образом. Снятую манометром КВД после остановки скважины перестраивают в полулогарифмических координатах - DР( lgt). На фактических КВД обычно четко выделяются два прямолинейных участка, первый из которых (1) характеризует призабойную зону, а второй (2) – удаленную зону пласта.

Каждый участок КВД обрабатывается отдельно и дифференцированно определяются параметры призабойной и удаленной зон пласта. Находятся отрезки, отсекаемые продолжениями прямолинейных участков на оси DР_с (В₁ и В₂), и тангенсы углов наклона прямых к оси абсцисс (А₁ и А₂). При этом важно помнить, что

Затем с помощью равенства (6.23) определяется параметр , называемый гидропроводностью пласта:

для призабойной зоны ;

для удаленной зоны .

Затем находят проницаемость и пьезопроводность:

для призабойной зоны ; ;

для удаленной зоны ; .

При необходимости из уравнения (6.24) можно определить приведенный радиус скважины:

Контрольные вопросы:

1. Охарактеризуйте упругий режим работы залежи.

2. Что понимается под упругим запасом жидкости в пласте?

3. Что собой представляют и как связаны между собой коэффициенты объемной упругости и упругоемкости?

4. Как получить основное дифференциальное уравнение упругого режима фильтрации? Что характеризует коэффициент пьезопроводности?

5. Сравните и проанализируйте основные характеристики прямолинейно-параллельного неустановившегося движения упругой жидкости к добывающей галерее, работающей: а) с постоянным дебитом; б) при постоянном давлении.

6. Приведите основную формулу теории упругого режима для одиночной скважины и для скважин, работающих совместно.

7. Перечислите и охарактеризуйте приближенные методы решения задач теории упругого режима.

8. Каким образом и в какой последовательности обрабатывается КВД для получения информации о коллекторских свойствах пласта?

Исследования основаны на изучении неустановившихся процессах фильтрации, происходящих в пласте при пуске и остановке скважин. Этим методом можно исследовать скважины, в которых давление насыщения нефти в пласте ниже забойного давления, т.е. применимо для пластов, содержащих однофазную жидкость.

Сущность метода состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины или скорости снижения забойного давления после пуска скважины.

В первое время после остановки скважины нефть еще будет притекать к забою и поступать в скважину, в результате чего столб жидкости в ней будет подниматься, а забойное давление возрастать. В дальнейшем приток нефти уменьшается и темп повышения давления на забое также снижается. Наконец, забойное давление начнет асимптотично приближаться к пластовому.

В процессе исследования данные об изменении забойного давления записываются через равные промежутки времени. Кривую восстановления давления строят в координатах ∆р и lgt.

Билет № 18

Фильтрация пластовых жидкостей. Закон Дарси. Нелинейный закон фильтрации. Практическое применение закона Дарси (приток к скважине, интерференция скважин, взаимное вытеснение жидкостей, модель Бакли-Леверетта).

Движение жидкостей и газов, а также их смесей через твердые тела, содержащие связанные между собой поры или трещины называется фильтрацией.

Основоположником теории фильтрации стал французский ученый Анри Дарси. Он исследовал течение воды через вертикальные песчаные фильтры и в результате проведенных исследований получил формулу:

Q – расход жидкости (газа)

μ – коэффициент динамической вязкости

k – коэффициент фильтрации

F – площадь сечения через которую происходит фильтрация

ΔP/ΔL –перепад давления на образце

Дифференциальная форма записи:

Силы взаимодействия между молекулами газа, нефти, которые преодолеваются при его движении характеризуется коэффициентом динамической вязкости (ед. изм. Па*с)

Условия, нарушающие линейность закона Дарси.

1. Инертные сопротивления.

2. Возникновение турбулентных режимов течения, Образование вихрей, вызывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

Верхняя граница применимости закона Дарси связана с проявлением инерционных сил при высокой скорости фильтрации.

Нижняя граница связана с проявлением неньютоновских реологических свойств жидкости при взаимодействии ее со скелетом пористой среды при малых скоростях фильтрации.

При расчетах фильтрационных потоков в условиях нарушения закона Дарси используются нелинейные законы в виде одночленной степенной формулы:

где с и n – некоторые постоянные, определяемые опытным путем

n- лежит в пределах от 1 до 2, при этом, когда n=2 формула превращается в квадратичную зависимость между скоростью фильтрации и градиентом давления (формула Краснопольского), когда n=1 формула соответствует закону Дарси.

Приток жидкости к скважине (прямолинейно-параллельный поток жидкости).

где B-ширина пласта; h- толщина пласта;

; при x=0; Р=Р_к; с=Р_к; - закон распределения давления

Если плоскость имеет длину L, то х=L; P=P_с;

При совместной работе в пласте нескольких добывающих и нагнетательных скважин изменение пластового давления, вызванное работой каждой из скважин, рассчитывается так, как еслши бы эта скважина работала одна, затем изменения давления, вызванные работой каждой скважины алгебраически суммируются по всем скважинам. При этом скорости фильтрации в любой точке пласта суммируются геометрически.

Определим потенциал течения как функцию, производная которой с обратным знаком вдоль линии тока равна скорости фильтрации

Так как точечный сток является моделью добывающей скважины, то движение вокруг него плоскорадиальное. Скорость фильтрации для такого потока определяем по форомуле:

; но для плоскорадиального потока

после интегрирования получим потенциал для точечного стока на плоскости:

Как оформить тьютора для ребенка законодательно: Условием успешного процесса адаптации ребенка может стать.

Основные факторы риска неинфекционных заболеваний: Основные факторы риска неинфекционных заболеваний, увеличивающие вероятность.

Читайте также: