ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В табл.13 приведены результаты хроматсграфического анализа и необходимые для расчетов параметры отдельных составляющих попутного нефтяного газа, отобранного из затрубного пространства скв.1323 Ямашинского месторождения.

С целью определения температуры газа в затрубном пространстве нефтяных механизированных скважин были проведены измерения дистанционным термометром в СКВ.1323. Измерения проводились точечным способом при избыточном затрубном давлении (рис.4), геотерма восстановлена исходя из средних значений геотермических параметров, характерных для нефтяных месторождений Татарстана: температура нейтрального слоя 6 ... 8 0с, градиент температуры - около 0,01 ... 0,017 ОС/м.

Как видно из рис.4, температура газа в затрубном пространстве нефтяной скважины, работающей с дебитом ~ 10 т/сут, близка к геотермической. Поэтому при подсчете скорости звука в уравнение ( • ) следует подставлять значение температуры, равное средней геотермической, т.е. значение геотермы на глубине порядка половины расстояния до уровня жидкости в скважине.

В табл.11 приведены значения скорости звука, рассчитанные по уравнению ( • ) для двух скважин, в которых проводились также измерения методом реперов.

Для проверки применимости уравнения ( • ) для нефтяного газа были подсчитаны также скорости звука при проведении исследований "трубным" методом (табл. 9). Как видно из сравнения величин, полученных расчетным путем, и измеренных непосредственно на скважине, ошибка в определении скорости звука составляет около

1%.

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При выборе метода определения скорости звука в нефтяном газе необходимо иметь в виду несколько важных моментов.

Отсутствует явно выраженная зависимость от давления. На рис.5 представлены в графическом виде результаты измерений методом реперов и "трубным" методом. Колебания и скачки на графиках объяснимы изменением состава и температуры газа при заполнении трубы газом и стравливании его в атмосферу для создания акустического импульса.

В исследованном диапазоне давлений соотношение компонентов газа для данной скважины остается практически постоянным, однако их количественное содержание меняется от скважины к скважине. Поэтому для повышения точности звукометрических исследований желательно для каждой скважины индивидуально определять скорость звука экспериментальным методом, или компонентный состав газа - для последующих расчетов. Игнорирование этого требования приводит к росту погрешностей при измерениях до 10 %. На рис.6 приведены в графическом виде средние значения скорости звука для вышеуказанных скважин в зависимости от изменения соотношения компонентов газа в них, т.е. в зависимости от изменения величины γ/М, характерной для каждого газа.

Скорость звука в газе при прочих одинаковых условиях зависит от температуры. На рис.7 приведены средние значения скорости звука, определенные при "трубном" методе, в зависимости от температуры газа. Как видно из рисунка, кривая на графике существенно и монотонно растет с увеличением температуры, поэтому при использовании "трубного" метода необходимо проводить теплоизоляцию трубы и не допускать значительных утечек или поступлений газа, приводящих к изменению его температуры. Таким образом, для повышения точности звукометрических измерений необходимо создавать такие исследовательские комплексы, которые бы позволяли определять скорость звука индивидуально в каждой скважине или на поверхности с соблюдением условий, характерных для каждой скважины.

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Требования, сформулированные выше (учет состава газа, его температуры, сохранение давления в пробе газа равным давлению в скважине), наиболее полно и достаточно просто реализуются в прямом методе измерения скорости звука в газе затрубного пространства любой скважины с применением датчиков на основе газовых акустических резонаторов.

Акустический резонатор представляет собой трубу постоянного сечения, закрытую с обоих концов жесткими стенками. Период резонансных колебаний газа в такой трубе определяется временем прохождения звуковой волны со скоростью Vзв от одного торца до другого и обратно. При длине трубы l для n-ной гармоники резонансная частота f равна

При заполнении трубы газом затрубного пространства скважины скорость звука, определенная по приведенной выше формуле, будет учитывать реальные свойства газа для данной скважины, а погрешность измерения будет определяться влиянием окружающей среды (температуры, влажности) и конструктивными особенностями самих резонансных датчиков. Существующая теория газовьгх акустических резонаторов позволяет достаточно полно компенсировать составляющие погрешности и достичь высокой точности измерения скорости звука с учетом реальных свойств среды затрубного пространства при малых габаритах устройства измерения.

На основе акустического резонатора научно-производственным предприятием "Сигма" (г.Казань) по инициативе авторов создано портативное устройство "Резонанс", позволяющее производить прямое высокоточное измерение значения скорости звука в газе, заполняющем затрубное пространство добывающей скважины.

Устройство контроля скорости звука "Резонанс" имеет следующие технические

Глава 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ

ПРИ ИЗВЕСТНЫХ УРОВНЯХ

4.1. Определение давления в механизированных скважинах

Пересчет уровней динамических или статических на забойные или пластовые давления на отметку кровли пласта или водонефтяного контакта производится следующим образом [1,4-5,6,8].

Для каменноугольных отложений:

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

lн, lур, lкр – удлинение на отметке насоса, уровней динамического или статического, кровли пласта соответственно, м.

hвнк, hальт – абсолютные значения отметок водонефтяного контакта и альтитуды скважины, м.

4.2. Определение давления в нагнетательных скважинах

Забойное или пластовое давление на отметке кровли пласта в нагнетательных скважинах определяется по следующему выражению:

4.3.Определение пластового давления в пьезометрических скважинах

Впьезометрических скважинах не всегда имеется возможность про извести измерение пластового давления глубинным манометром (засоренность ствола скважины посторонними предметами, образование высоковязкой эмульсии в стволе скважины на границе раздела сред, неисправность устьевого оборудования и т.д.). В этих случаях можно рекомендовать вместо замера глубинным манометром производить отбивку статического уровня эхоили волнометрированием - и соответственно рассчитывать давление по следующему выражению:

Впредложенном выражении все величины известны или измеряемы, кроме плотности жидкости p в стволе скважины. Эту величину предлагается определять из ранее проведенных поинтервальных замеров глубинным манометром, как ∆P/∆H с последующим усреднением.

Прuмечанuе:

1. При определении забойного или пластового давления в выражениях, приведенных в данной главе, вместо Нур подставляется значение динамического или статического уровней соответственно.

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. При определении забойного или пластового давления на отметку кровли последний член в выражениях, приведенных в данной главе, принимается равным нулю.

З. Дебит жидкости в пластовых условиях определяется как

где Qж.об.п. - дебит жидкости объемный в поверхностных условиях, м3/сут; Qж.в.п. - дебит жидкости весовой в поверхностных условиях, т/сут.

4. Обозначения, использованные для l-го выражения, относятся и ко всем остальным. Проведем вычисление давления на примере пьезометрической скв.1238. В результате

проведенных глубинных поинтервальных измерений и обработки этих данных, получены результаты, приведенные в табл.14.

Усредненная плотность жидкости по стволу

При проведении поинтервального измерения был отбит статический уровень на глубине 120 м. Пластовое давление на глубине 1000 м, рассчитанное по предлагаемому выражению, составило

Глава 5

ИССЛЕДОВНИЕ СКВАЖИН IIPИ УСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ

Исследование скважин при таком режиме фильтрации основано на ступенчатом последовательном и неоднократном изменении давления на забое исследуемой скважины и получении при установившемся забойном давлении стабильного дебита или расхода жидкости. Полученная при этом зависимость "дебит - забойное давление" носит название индикаторной диаграммы.

На практике под установившимся режимом понимают состояние скважины, при котором не происходят изменения забойного давления, а дебит (расход) постоянен. Постоянство забойного давления и дебита определяется путем сопоставления последовательно измеренных значений этих параметров.

При установившемся режиме работы скважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законе определяется, как

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Из данного уравнения находят коэффициент продуктивности

Последовательно и ступенчато изменяя забойное давление и измеряя при этом дебит, строят зависимость q – Рс (или ∆P = Рпл – Рс). Эта зависимость в координатах Рc (или ∆P) - q будет прямой. Угол наклона прямой к оси дебитов характеризует коэффициент продуктивности, по значению которого определяют гидропроводность

За радиус контура питания Rk; на разрабатываемых залежах принимается половина расстояния между скважинами. На разведочных площадях за радиус контура питания рекомендуется принимать радиус влияния скважины Rпр:

Радиус скважины rc определяется по диаметру долота, если исследуемая скважина совершенна по степени и характеру вскрытия.

Прuмер. Рассмотрим снятие индикаторной диаграммы на примере скв.4786, которая вскрыла карбонатный кизеловский горизонт в интервале 1146,4 ... 1156,0 м. Оборудована скважина 5-дюймовой эксплуатационной колонной, станком-качалкой 6СК с длиной хода штока 1,2 м и числом качаний 7 мин-1. Внедрен насос диаметром 43 мм. Обводненность продукции скважины составляет 3 %, радиус контура питания - 150 м, диаметр скважины -

10 см.

Изменение забойного давления производилось путем варьирования длины хода полированного штока. Полученные при этом данные сведены в табл.15, а на рис.8 даны временные диаграммы изменения дебита и забойного давления. На основании данных таблицы и рисунка построена индикаторная диаграмма (рис.9).

Определим гидропроводность пласта для прямолинейного участка диаграммы:

В нефтепромысловой практике чаще встречаются индикаторные диаграммы, которые на начальном участке прямолинейны, а по мере увеличения депрессии переходят в выпуклую к оси дебитов кривую. Искривление индикаторных диаграмм связано с нарушением линейного закона фильтрации. Выпуклый вид кривой обычно бывает при исследовании скважины при без напорном режиме, режиме растворенного газа, при снижении забойного давления ниже давления насыщения, а при пластовом давлении - выше давления насыщения.

Время, необходимое для работы скважины на каждом режиме, следует определять путем сопоставления последовательно измеренных значений дебита и забойного давления, т.е. снятием временных диаграмм (рис.8).

30

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 6

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ДРЕНИРУЮЩИХ ПОРОВЫЙ КОЛЛЕКТОР, ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИБЕЗУЧЕТАПРИТОКА

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации предполагает изучение зависимости изменения забойного давления от времени при переходе от одного стационарного состояния к другому. Полученная в результате зависимость между изменением давления на забое скважины от времени называется кривой восстановления (падения) давления (уровня).

В случае мгновенного изменения дебит а скважины от установившейся величины q до 0 при остановке или от 0 до q при пуске изменение давления в любой точке однородного пласта, отстоящей на расстоянии R от оси скважины, определяется зависимостью

где Ei - интегральная показательная функция.

При прослеживании изменения давления непосредственно на забое скважины под R понимают величину приведенного радиуса скважины. В нефтепромысловой практике при обработке кривых восстановления давления (КВД) применяется упрощенное решение основного дифференциального уравнения упругого режима для точечного источникастока в бесконечном пласте при мгновенном закрытии скважины, работавшей продолжительное время с постоянным дебитом. Решение этого уравнения представляет собой прямолинейную зависимость между изменением давления и логарифмом времени. При этом неоднородность призабойной зоны учитывается при помощи показателя скинэффекта или приведенного радиуса скважины. Покажем некоторые приемы обработки КВД.

ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ БЕЗ УЧЕТА ОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРИТОКА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНУ

6.1.Метод касательной

1. При обработке кривой восстановления давления методом касательной без учета притока жидкости в скважину, упрощенное решение основного уравнения имеет вид

32

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Это уравнение прямой линии (рис. 10). Коэффициент i является угловым коэффициентом кривой восстановления в координатах ∆P(t)-lgt (полулогарифмические координаты) и определяется как

Коэффициент В является отрезком, отсекаемым на оси ∆P(t), и определяется в точке lgt

= 0.

Далее определяют

Начальный участок КВД в координатах P(t)-lgt, как правило, отклоняется от прямой линии. К числу причин, искажающих форму КВД, относят влияние границ пласта, нарушение геометрии потока в призабойной зоне, продолжающийся приток жидкости в скважину после ее остановки, неизотермичность процесса восстановления давления, нарушение режима работы скважины перед остановкой [7,14-16].

Только через некоторое время экспериментальная кривая приближается к прямой. Касательная к этой прямой на участке АБ (рис. 10) соответствует теоретическому уравнению.

Безразмерное время, соответствующее началу прямолинейного участка, определяется по формуле [18]

а время, соответствующее концу прямолинейного участка,

где t1 и t2 – время начала и конца выбранного прямолинейного участка, с.

По данным [18 ]; прямолинейный участок на фактической КВД следует выбирать так, чтобы начало участка по времени было не менее 10-3, а конец - не более (1 ... 2)·10-1

Прuмер.

Кривая восстановления давления снята на фонтанной скв.11376 (рис. 11, табл.16). Дебит скважины составлял 124 т/сут, забойное давление перед остановкой - 134,5 ат, толщина пласта - 10 м, пористость - 0,2, коэффициенты сжимаемости для нефти и скелета пласта 11,0·10-5 и 1·10-5 1/ат соответственно, объемный коэффициент нефти - 1,16, вязкость нефти в пластовых условиях - 2,6 сП, плотность нефти сепарированной - 0,86 г/см3, расстояние между скважинами - 400 м, продукция скважины - безводная.

1. На основании данных таблицы строится КВД в полулогарифмических координатах

P(t) - lgt (рис. 12).

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. На прямолинейном участке кривой произвольно выбираются две точки с координатами P(t), lgt1 и lgt2 определяет значение угла наклона этого участка. На практике удобнее брать значения lgt, соответствующие целым числам и отличающиеся на единицу.

Например, при lgt1 = 3 и lgt2 = 4

Измеряется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси продолжением прямолинейного участка

B ≈ 3,69 ат

34