Приток нефти к скважине реферат
Обновлено: 02.07.2024
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.
Освоение скважины - комплекс технологических и организационных мероприятий,
направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд
действующих.
Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое
скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или
улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего
дебита или приемистости.
Физические основы процессов
Рассмотрим скважину заполненую до устья жидкостью
глушения. Давление, создаваемое столбом этой жидкости на забой
скважины, определится из соотношения:
Если давление на забое больше пластового давления Рзаб >
Рпл , то на пласт действует репрессия ΔРр = Рзаб - Рпл.
Под действием этой репрессии часть жидкости глушения
может поглощаться пластом. Процесс снижения противодавления
на пласт может быть осуществлен разными техническими
средствами; при этом возможны следующие последовательно
реализуемые варианты изменения забойного давления:
Рост забойного давления до максимальной величины Рзаб макс первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом
жидкости глушения возрастает.
Снижение забойного давления до величины пластового
давления (Рзаб = Рпл) - вторая фаза вызова притока, при которой
поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.
Снижение забойного давления ниже величины пластового и
создание определенной депрессии - третья фаза вызова притока: ΔР
= Рзаб - Рпл.
Таким образом, первая и вторая фазы - фазы поглощения, а
третья - фаза притока; физические основы вызова притока и
освоения скважины заключаются в исследовании степени и
характера изменения противодавления на пласт, что связано с
необходимостью проведения ряда гидродинамических расчетов
технологических процессов вызова притока и освоения.
Так как возможности и техническая реализация известных методов вызова притока и освоения
существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих
критериев:
Величина пластового давления:
с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при
плотности воды ρв = 1000 кг/м3);
с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально
низким пластовым давлением;
с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально
высоким пластовым давлением.
При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный
критерий следует рассматривать как определяющий.
Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами:
с низкой проницаемостью;
с хорошей проницаемостью.
При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от
первичного вскрытия до начала вызова притока.
Механическая прочность коллектора:
рыхлые, слабосцементированные породы;
крепкие, хорошосцементированные породы.
Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности k / μ и
гидропроводности kh / μ).
Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.
Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова притока позволит получить
наилучший технико-экономический эффект.
Реализуется различными способами, но наибольшее распространение получили промывки. При
промывке скважины в период времени 0 - t1 (достижение уровнем раздела жидкостей
башмака НКТ) возникает 1 фаза - фаза роста поглощения пластом жидкости глушения. Вследствие
этого происходит дополнительное изменение фильтрационных характеристик ПЗС. Именно
поэтому выбору жидкости глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требования
сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период времени t1 - t2 (2 фаза снижения
поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, в период времени 0
- t2 жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости Vпогл в этот период
можно рассчитать, зная коэффициент приемистости Kпр, величину пластового давления Pпл и
характер изменения забойного давления Pзаб(t)
В период времени t > t2 реализуется 3 фаза - фаза притока жидкости из пласта за счет создания
депрессии ΔP.
1.промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными
жидкостями);
2.закачка газообразного агента (газлифт);
3.с помощью струйных аппаратов;
4.с применением двухфазных пен;
5.пенами с использованием эжекторов;
Это не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации
скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей
собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется
обратный клапан. Спускается в скважину на канате с помощью лебедки. Так как объем желонки
невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при
открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных
проявлениях. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.
Суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части
закрывается специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимого материала. Под
действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины,
определяемой из равенства сил сопротивлений и собственного веса колонны. При необходимости
увеличения глубины спуска колонны НКТ в нее с поверхности заливается определенное
количество воды, удерживаемое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глубины
внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды
в НКТ существенно меньше столба жидкости глушения в скважине, после падения пробки у
башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под действием которого
жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного
давления и вызову притока.
При этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения
компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный
объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в
газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу).
При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из
пласта в скважину.
Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.
До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления, ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления ( ) и давления у забоев скважин (). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации, пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.
На устье скважины всегда имеется какое-то давление , называемое устьевым. Тогда
,
где – плотность жидкости (кг/м3), - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2 (для приближенных расчетов принимают = 10 м/с2); H –глубина залегания пласта, м; 104 – переводной коэффициент, Па/м. Разность () называют депрессией скважины. Поэтому, чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.
Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного, газа и гравитационный.
Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.
Коэффициент нефтеотдачи пласта ( – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий – 0,5 0,8.
Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки), при этом = 0,4 0,7. Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,150,3.
Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.
Гравитационный режим – наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин ( = 0,1 0,2).
Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.
Методы освоения пластов с высокими и малым начальным давлением. Основные способы вызова притока. Гидравлический расчет освоения скважины закачкой жидкости и компрессорным методом. Освоение нагнетательных скважин. Проведение гидропескоструйной перфорации.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | контрольная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.11.2010 |
| Размер файла | 481,8 K |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважины - комплекс технологических операций но вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонко-дисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.
Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.
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 м3.
Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.
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-i 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 к: 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 поршевании также остается открытым, что связана опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при опущенных 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 pi - плотность глинистого раствора; - плотность промы-иочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; -средний угол кривизны скважины.
Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлениеми при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы , при смене глинистого раствора на нефть максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.
Этим по существу и ограничиваются возможности метода.
Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.
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 р3. При р3 20,0-30,0 МПа) нижние пределы, как показывает опыт, целесообразно увеличить до 18,0-20,0 МПа для 6-мм насадки и 25,0-30,0 МПа для 4,5-и 3-мм насадки.
В последние годы очень много говорится о запрещении ( по известным причинам) использования компрессора для вызова притока жидкости из скважины при освоении. Однако на сегодняшний день альтернативы данному способу нет, поскольку предлагаемое некоторыми организациями свабирование не может являться таковым по ряду причин, основными из которых являются: очень высокие требования к чистоте внутренней поверхности НКТ (со всеми вытекающими отсюда осложнениями освоения); невозможность оперативного геофизического сопровождения такого процесса освоения в общем и, при сильных динамических изменениях физических полей в пласте и скважине, в частности. В связи с этим в большинстве регионов компрессорный способ освоения и опробования скважин продолжает широко использоваться. Однако здесь проводится освоение и с помощью свабов и при этом осуществляются и геофизические исследования. Исходя из этого, в данном разделе рассматриваются особенности исследований и интерпретации данных геофизических измерений в скважинах при их освоении и опробовании с помощью компрессоров и свабов. Важным моментом здесь является то, что особенности формирования температурного поля после пуска скважины не зависят от способа вызова притока жидкости из пласта, т.е. проявляются как при свабировании, так и при компрессировании.
Освоение и опробование нефтегазовых скважин - это комплекс работ, связанный с вызовом притока пластовой жидкости для оценки состава извлекаемой продукции, выполняемых в разведочных и эксплуатационных обсаженных скважинах после бурения и в капитальном ремонте.
Геофизические исследования в процессе освоения осуществляют для диагностики нефтяных пластов и скважин. Основными задачами при этом являются: определение работающих перфорированных пластов и оценка их гидродинамических параметров, определение источников обводнения и контроль технического состояния скважины.
В скважину, в которой предполагают проводить исследования при компрессировании, опускают насосно-компрессорные трубы, оборудованные пусковыми клапанами и в нижней части воронкой. Соединяют компрессор с межтрубным пространством и, закачивая воздух, создают условия возникновения притока жидкости из пласта. После кратковременного отбора жидкости компрессор отключают. Геофизические исследования при этом проводят через насосно-компрессорные трубы.
Переходные процессы в скважине
Основным параметром, на которой непосредственно влияет условие работы компрессора при опробовании или освоении скважины, является забойное давление (Рзаб )- Характер изменения Рзаб определяет состояние скважины в целом. В частности, Рзаб определяет изменение забойной температуры (Тзаб ), следовательно, и общее распределение температуры в скважине.
На рис.6.1а приведена схема компрессорного освоения и опробования скважины. Римскими цифрами обозначены соответствующие состояния скважины в процессе освоения. Рис.1 схематически характеризует ход изменения забойного давления в скважине при компрессорном освоении и опробовании. Для удобства понимания и описания термогидродинамических процессов, происходящих в скважине, кривая изменения Рзаб разделена на пять интервалов (периодов), характеризующих соответствующие гидродинамические состояния скважины.
Рис. 1. К описанию гидродинамических условий в скважине а) - схема компрессорного опробования нефтяной скважины; Обозначения: 1 обсадная колонна; 2- насосно-компрессорные трубы; 3- интервал перфорации; б) - схематическая кривая изменения
До начала работы компрессора скважина простаивает. Жидкость в трубах и в скважине находится на одном (статическом) уровне (состояние 1 на рис. 1а). Давление столба жидкости в скважине на забое в первый период равно пластовому. Движение жидкости отсутствует. Состав жидкости в стволе в этот период характеризуется градиентом давления
p(z) - плотность жидкости на глубине z;
g - ускорение свободного падения.
Распределение температуры по стволу скважины в таких условиях характеризует квазиустановившееся температурное поле в окружающих породах, сформировавшееся в процессе бурения, цементирования, перфорации и последующего ее простоя.
При освоении эксплуатационных скважин непосредственно после извлечения насосного оборудования на термограммах до работы компрессора могут наблюдаться температурные аномалии, связанные с перфорацией, с работой перфорированных пластов и глубинных насосов. Заколонные и внутриколонные перетоки между пластами в этот период возможны. Эти явления также как тепловыделение в цементе, охлаждение пластов закачиваемыми водами могут проявляться на термограммах простаивающей скважины в виде температурных аномалий той или иной величины, которые, как правило, коррелируют с аномалиями на последующих температурных кривых.
Наличие термограммы простаивающей скважине облегчает дальнейшую интерпретацию материалов. Полученных при работе компрессора, и поэтому проведение исследований в этот период обязательно.
С включением компрессора в работу начинается нагнетание воздуха в межтрубное пространство скважины, что приводит к увеличению забойного давления в этот период (участок кривой 2-3 на рис.1б). Нагнетание воздуха приводит к снижению уровня жидкости в межтрубном пространстве, причем наряду с тем, что часть жидкости выталкивается в НКТ вследствие возникающей репрессии на пласт, часть жидкости из скважины может уходить и в перфорированный пласт (состояние II на рис. 1а).
Таким образом, второй период характеризует работу компрессора и скважины в режиме нагнетания. Режим работы скважины в интервале продуктивного пласта в этот период аналогичен режиму нагнетательной скважины Рпл 3 /сут.м, R = 5 м, εΔР2 = 1 °С, ΔТМ = 0,01 °С соответствующее время tp = 1 мин.
Из-за различия подвижностей нефти и воды первым обычно вступает в работу водоносный пласт. При этом абсолютная величина изменения температуры при отборе (так же, как и при нагнетании) в водоносном пласте будет больше, чем в нефтеносном. Для выделения обводненных пластов поэтому можно использовать сочетание режимов нагнетания и отбора жидкости (см. схематические кривые на рис. 5б).
а) Рис. 6.5. Определение нефте-водопритоков а - по инверсии калориметрического смешивания после пуска скважины; б - по особенностям образования температурных аномалий при кратковременном нагнетании и отборе жидкости.
Установление температуры в интервале перфорации и выше, в основном, происходит за счет конвективного переноса тепла. Ниже интервала перфорации установление теплового поля в скважине осуществляется путем кондуктивного переноса (теплопроводности), и этот процесс очень медленный. Вследствие изменения температуры перфорированного горизонта в среде, подстилающей пласт, возникает одномерный нестационарный поток тепла. Зона нарушения первоначального (геотермического) распределения температуры в зумпфе (расстояние от нижних перфорированных дыр до точки zr - точки выхода температурной кривой на геотерму) за счет теплоотдачи от работающего пласта не превышает 1 м вследствие кратковременности работы скважины.
В случае промывки скважины пресной водой перед ее освоением при поступлении из пласта минерализованной воды может возникнуть гравитационная конвекция в зумпфе. Последняя может привести к значительным затяжкам температурной аномалии в зумпфе. Причем характер аномалии в этом интервале будет аналогичен случаю заколонного движения жидкости (см. результаты лабораторного эксперимента на рис.6). Здесь необходимо проведение исследований методами состава (Рез или ГГП) до и после вызова притока жидкости из пласта.
Прекращение подачи воздуха, вследствие отключения компрессора, вызывает увеличение забойного давления в скважине. 1V период, таким образом, характеризует процесс восстановления забойного давления до пластового (участок кривой 5-6 на рис.1б). При этом происходит уменьшение депрессии при продолжающемся притоке жидкости из пласта. Жидкость из пласта, также как и из НКТ, поступает в межтрубное пространство скважины и приводит к повышению уровня (состояние IV на рис.1а). В скважине и в пласте в этот период наблюдается процесс восстановления температурного поля, нарушенного опробованием. Здесь можно выделить два основных процесса, определяющих характер изменения температуры в скважине:
Рис. 6. Распределение температуры в зумпфе модельной скважины. Кривые 1,2,3,4 через 15,35,65 и 120 мин. после начала снижения температуры в пласте (режим нагнетания). Кривые 5,6,7,8 через 5,35,120,240 мин. после увеличения температуры в пласте (режим отбора).
конвективный перенос тепла жидкостью, притекающей из пласта после прекращения работы компрессора, и процесс теплообмена жидкости с окружающей средой за счет теплопроводности. При этом основное снижение температуры в пласте после остановки скважины обусловлено продолжающимся притоком жидкости из пласта.
Анализ экспериментального материала показывает, что после прекращения работы компрессора против отдающих пластов, как правило, наблюдается уменьшение величины температурной аномалии. Причем в первые моменты времени темп восстановления температуры высокий вследствие преобладания при этом процесса конвективного восстановления. Полного восстановления первоначальной температуры в пласте к моменту прекращения притока обычно не происходит и дальнейшее расформирование остаточного температурного профиля осуществляется за счет теплопроводности.
Выше отдающих пластов затухающий конвективный поток, наоборот, замедляет процесс восстановления температуры в скважине. Кратковременность теплового возмущения, вызванного опробованием, позволяет говорить о практическом отсутствии зоны нарушения в окружающих породах, радиус которой можно приближенно оценить из выражения
Снижение скорости потока в стволе скважины уменьшает, в свою очередь, и экранизирующее влияние его (потока)на процессы, происходящие за колонной, что создает, например, благоприятные условия для выявления заколонных перетоков сверху.
Если в скважине имеется несколько отдающих интервалов, то при увеличении забойного давления в этот период изменяется и гидродинамическое состояние всех отдающих пластов. Поэтому именно в этот период могут возникать различного рода межпластовые перетоки. Происходит изменение соотношения дебитов жидкости по пластам. Все это, в свою очередь, влияет на форму температурных кривых против отдающих пластов и в скважине в целом.
Зумпф скважины, как правило, прямым влиянием потока жидкости из пласта не охвачен. Но даже при уменьшении тепловой аномалии против перфорированного горизонта одномерный тепловой поток в подстилающих породах продолжает существовать. Поэтому иногда в этот период можно наблюдать дальнейшее смещение точки zr .
Существенным моментом при исследовании скважины в этот период является то, что в конечном итоге все температурные аномалии (распределения температуры) по характеру и форме стремятся к соответствующим первоначальным, имеющим место в первый период состояния скважины. В этом заключается другая отличительная особенность, характеризующая переходный характер процессов в скважинах, осваиваемых компрессором: осуществление в скважине условий перехода от режима отбора к режиму первоначального состояния покоя.
Примечание. Рассмотренные выше особенности формирования температурных полей независимо от конкретного нефтяного района всегда проявляются при опробовании скважины компрессором. При этом следует учитывать лишь такие особенности месторождений, как различие естественных градиентов температуры, коллекторских свойств пластов, теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород, различий в величинах давлений насыщения нефти газом, газового фактора. Наличие всякого рода осложнений: заколонных перетоков, негерметичности обсадной колонны, внутрипластовых перетоков и т.д. существенным образом может изменять описанные выше закономерности в образовании тепловых полей в том или ином участке ствола скважины.
Таким образом, при компрессорном освоении и опробовании в скважине наблюдается сочетание кратковременного пуска и последующей остановки, что приводит к возникновению сложных переходных процессов - происходит практически постоянное изменение забойного давления с изменением скорости и направления потоков жидкости.
Особенности методики исследований
1. Технология (методика) исследований скважин определяется тем арсеналом измерительных средств (методов), имеющихся на вооружении геофизических партий, конкретными задачами, которые необходимо решать в той или иной ситуации, а так же положением утверждающим получение максимума информации при минимуме средств и времени.
2. Обычно исследованию подлежат все скважины, давшие при освоении нефть с водой или воду при нефтенасыщенности пласта по электрокаротажу. Так же испытываются пласты для проверки геофизических характеристик при насыщенности пласта нефтью с водой и водонасыщенные.
3. При опробовании разведочных скважин исследованию подлежат и скважины, давшие при этом безводную нефть.
Опыт показывает, что для эффективного решения задач нефтепромысловой / геологии, возникающих при освоении и опробовании, необходим комплекс методов: гамма каротаж; локация муфт; термометрия; расходометрия (варианты СТД и МД); методы состава (влагометрия – ВГД, резистивимитрия – РИС и гамма-плотнометрия-ГГП); барометрия.
4. Для уменьшения дополнительных затрат средств и времени на исследования разработанные методики решения задач хорошо вписываются в существующую технологию компрессорного освоения скважины.
Выбор интервала исследований
1. Исследования скважин при их освоении или опробовании компрессором сводятся к спуску скважинной аппаратуры через насосно-компрессорные трубы, оборудованные на устье сальниковым устройством, а внизу воронкой, и регистрации интересующих устройством при спуске или подъеме прибора. Интервал исследований обычно выбирается их характера и назначения. При этом различают общие или поисковые и детальные исследования.
2. Общие исследования проводят, как правило, по стволу скважины от динамического (статического) уровня до продуктивных горизонтов. Регистрацию осуществляют в масштабе глубин 1:500. Детальные исследования осуществляются в интервалах продуктивных горизонтов до забоя и возможных заколонных перетоков, а также в интервалах температурных аномалий отмеченных при поисковых исследованиях. Производят детальные исследования в масштабе глубин 1:200.
3. Интервал детальных исследований, включая и неперфорированных
водоносные пласты потенциально возможные источники обводнения, должен быть свободен от насосно-компрессорных труб. При этом низ НКТ должен быть на 50 м выше таких пластов. Невыполнение этого условия, а так же перепуск НКТ ниже перфорированных интервалов, или же чрезмерная близость к ним, резко снижает эффективность исследований термометрии и других методов. Связано это с наличием
движения жидкости в трубах и за ними в процессе освоения и возникновением в этом интервале значительных температурных аномалий, которые могут маскировать процессы, происходящие в интересующих нас интервалах.
4. В общем случае глубина спуска НКТ рассчитывается и определяется типом компрессора и должна обеспечивать условие прорыва воздуха через НКТ и излив жидкости из скважины на поверхность.
Регламентирование геофизических исследований в скважине
2. Термические исследования. При использовании комплекса геофизических методов для исследований во избежание нарушений температурного поля не следует непосредственно перед регистрацией термограмм спускать в интервал исследований другие приборы. В особенности это касается исследований проводимых в простаивающей до включения компрессора скважине.
Регистрацию термограмм обычно производят на спуске скважинного прибора. Рекомендуется при этом проведение по крайней мере одного замера при работе компрессора при подъеме прибора.
При затруднениях регистрации температурных кривых на спуске (большая кривизна скважины, неравномерное по скорости движение прибора, остановка прибора) допускается проведение исследований при подъеме термометра. По каждой кривой при этом на диаграмме дается информация о направлении движения зонда при регистрации.
Масштаб регистрации температуры при детальных исследованиях выбирается 0,02 °С/см или 0,05 °С/см, при поисковых исследованиях масштаб выбирается 0,1°С/см и регистрация осуществляется с дублированием вторым каналом гальванометра 1:5.
Первый замер термометром производится в скважине простаивающей в покое не менее 10-18 часов (в зависимости от диаметра скважины) после всякого рода работ связанных с ее промывкой. На практике это реализуется обычно так, если сегодня к производится промывка скважины, то на завтра заказываются геофизики. Контрольный (фоновый) замер температуры является первым из всех геофизических методов проводимых непосредственно перед освоением и опробованием и строго обязателен. Его рекомендуется по всему стволу скважины для получения общего представления о ее состоянии. Часто термограмма этого периода дает информацию для выбора интервалов детальных исследований как термометрии, так и других с методов.
Второй замер температуры производится при снижении уровня жидкости в межтрубное пространство, т.е. при работе компрессора в режиме нагнетания. Знание факта ухода жидкости из скважины в пласт необходимо для интерпретации последующих кривых, полученных в режиме отбора. Кроме того это явление, помимо выявления мест поглощения жидкости (нарушенные колонны, перфорированные пласты) имеет и самостоятельное значение: оно учитывается при определении оптимального времени дренирования скважины, необходимого для полного извлечения из пласта поглощенной в этот период жидкости.
Рис. 7. Влияние скорости движения термометра на регистрируемую термограмму в начальной стадии нагнетания жидкости. 1 - в простаивающей скважине; 2 - в процессе нагнетания жидкости при различных скоростях движения термометра.
3. Завышение скорости движения термометра в случае осваеваемой скважины может приводить к чрезмерной затянутости аномалии дроссельного эффекта в зумпфе скважины из-за тепловой инерции аппаратуры (рис.8).
го, чем в продуктивном пласте. При разработке нефтяных залежей приток нефти (жидкости) и газа к скважинам происходит по радиально сходящимся к скважинам линиям.
По мере приближения жидкости и газа к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются, а скорости фильтрации жидкости при постоянном расходе непрерывно увеличиваются, достигая максимума у стенок скважины. Таким образом, на перемещение единицы объема жидкости в направлении скважины должны непрерывно возрастать затраты энергии и связанные с этим перепады давления на единицу длины пути.
Скорость фильтрации жидкости в пористой среде, согласно закону А. Дарси (французский инженер), прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости:
(27)
где v - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости через породу за 1 с; F - площадь фильтрации; k - коэффициент проницаемости породы; ^ - вязкость жидкости; АР -перепад давления; А/ - длина элемента фильтрации жидкости. Коэффициент проницаемости из уравнения (27) будет
На расстоянии г от центра скважины площадь фильтрации F = 2лг • h, а длина элемента А/ = Аг; подставляя эти значения в формулу (27), получим
(28)
(29)
где Q - дебит скважины, м 3 ; /и - вязкость жидкости, Па-с; RK -радиус контура питания, м; R - коэффициент проницаемости пласта, м 2 ; h - толщина продуктивного пласта, м; гс - радиус скважины, м.
Задавая различные значения /?к и решая уравнение (29) относительно Рпл (при условии Рзаб = const), получим изменение давления в любом направлении вокруг скважины при установившемся притоке в виде логарифмической кривой (рис. 25), называемой воронкой депрессии.
Рис. 25. Кривые распределения давления в пласте вокруг добывающей скважины
Как видно из рис. 25, основной перепад давления в пласте происходит в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от нее кривая распределения давления выполаживается, что говорит о значительном уменьшении скоростей фильтрации и удалением от скважины. Записав уравнение относительно Q,
получим уравнение Ж. Дюпюи для радиально установившегося притока однородной жидкости в скважину:
(30)
Данное уравнение применимо для так называемой гидродинамически совершенной скважины.
За гидродинамически совершенную скважину в нефтепромысловой практике принимают скважину с открытым забоем, где фильтрационные потоки движутся к скважине параллельно друг другу, кровле и подошве пласта (рис. 26 а).
Рис. 26. Виды гидродинамического несовершенства скважин
Скважины чаще всего гидродинамически несовершенны. Гидродинамическое несовершенство скважин проявляется появлением дополнительных сопротивлений, возникающих в при-забойной зоне у стенок скважины вследствие отклонения потока жидкости от плоскопараллельного, а также в результате сгущения линий токов у перфорационных отверстий, вызывающих местное повышение скоростей движения жидкости.
Бывают гидродинамически несовершенные скважины по степени вскрытия, где продуктивные пласты вскрывают не на всю толщину (рис. 26 б). Линии тока к этим скважинам от кровли
Встречаются также скважины несовершенные и по степени, и по характеру вскрытия (рис. 26 г).
Уравнение движения жидкости в несовершенную скважину описывается следующей формулой:
(31)
где QH - дебит жидкости гидродинамически несовершенной скважины и по характеру, и по степени вскрытия.
Отношение дебита жидкости гидродинамически несовершенной скважины к дебиту жидкости гидродинамически совершенной при равных условиях называется коэффициентом гидродинамического несовершенства скважины, который всегда меньше единицы, то есть выражается в долях от 1:
(32)
где Q — дебит гидродинамически совершенной скважины.
Но коэффициент с трудно определить, так как неизвестно, сколько отверстий образовалось в результате перфорации, какова глубина и диаметр этих отверстий. Поэтому вместо гидродинамически несовершенной скважины принимается гидродинамически совершенная скважина с меньшим радиусом. Радиус этой условной скважины называется приведенным, а дебит ее
(33)
где г - приведенный радиус скважины, который определяется
расчетным путем по данным гидродинамических исследований скважин.
Как уже отмечалось, на жидкость, газ и воду в пласте действует пластовое давление.
Пластовое давление - это давление, замеренное в остановленной (закрытой) скважине. Уровень жидкости в скважине, установившийся при этом, называется статическим уровнем. Расстояние до уровня в скважине измеряется от устья, а высота столба жидкости - от забоя до статического уровня:
(34)
где Яст - статический уровень в скважине, м; Я - глубина скважины, м; h - расстояние от устья до уровня в скважине, м.
В случае когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в заполненной скважине, при открытом устье жидкость будет переливаться из скважины.
В работающей скважине давление на забое (забойное давление) устанавливается ниже пластового, и в затрубном пространстве скважины устанавливается другой уровень жидкости, который называется динамическим уровнем. Динамический уровень всегда меньше статического.
Объем нефти, поступающей к забою скважины, зависит от коллекторских свойств пласта, вязкости нефти и перепада давления, то есть разницы между пластовым и забойным давлением. Наибольшая зависимость наблюдается между дебитом (количеством) поступающей жидкости к забою скважины и перепадом давления.
Уравнение притока нефти (жидкости) к скважине при этом записывается как
(35)
где Q - дебит нефти (жидкости), т/сут; К - коэффициент продуктивности, равный приросту дебита скважины в сутки на единицу снижения забойного давления при постоянном пластовом давлении (Рпл = const); Рпл - пластовое давление, МПа; Р3 - забойное давление, МПа.
Когда известны коэффициент продуктивности и пластовое давление, определяется дебит скважины при определенном снижении забойного давления.
На практике коэффициент продуктивности определяют по данным исследовательских работ в скважине. На определен-
ном режиме работы скважины замеряют дебит нефти (жидкости) и одновременно замеряется забойное давление. После этого меняют режим работы скважины и вновь замеряют дебит и забойное давление. По результатам определяется зависимость дебита скважины от забойного давления. Зная дебиты жидкости и соответствующие им перепады давления (депрессии), строят кривую зависимости притока жидкости от перепада давлений, которая называется индикаторной линией. Строят график, на котором по вертикальной оси откладывают значения перепадов давлений, а по горизонтальной оси откладывают значения деби-тов жидкости. На графике каждому значению перепада давления соответствует определенный дебит жидкости.
Индикаторные линии могут быть прямыми и выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов (кривые рис. 27). Выпуклые индикаторные кривые бывают, когда вместе с нефтью извлекается газ или при больших перепадах давления.
Теоретически, при соблюдении закона Дарси, максимальная производительность скважины может быть при Ртб = 0, и эту производительность называют потенциальным дебитом:
Рис. 27. Индикаторные линии (зависимости дебита жидкости от перепада давления)
Но практически потенциального дебита получить невозможно, так как в скважине сохраняется какой-то столб жидкости. 11ри исследовании скважин дебиты нефти замеряют на поверхности в ГЗУ (групповые замерные установки) за соответствующую единицу времени, пересчитываемую на дебит жидкости скважины в м 3 или тоннах в сутки. Дебиты газа замеряются газовыми счетчиками-расходомерами. Пластовые давления замеряются С Помощью глубинных манометров, спускаемых в скважины на утильной проволоке.
Читайте также: