Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Аналогічно для витратомірів відповідно: 42...110

мм,

20...3000 м /добу,

МПа, 120 С. У дебітомірах використовують пакери парасолькового

і ліхтарного типів, які розкриваються за допомогою двигунів, а також

абсолютні пакери - їх розкривають, використовуючи насоси.

Витратоміри, як правило, є безпакерними. Витратомір "Терек-3" із

парасольковим безприводним пакером застосовується для

вимірювання витрати гарячої води. Термокондуктивні свердловинні

витратоміри (типу СТД-2, СТД-4, СТД-16) застосовуються як

індикатори руху рідини, особливо в діапазоні малих швидкостей.

•і

Діаметри їх - 16...36 мм, чутливість - 0,5 м /добу. Ними можна також

вимірювати температуру

до

80 °С.

В останній час широко використовуються комплексні прилади:

свердловинні витратоміри-вологоміри ВРГД-36, "Кобра-ЗбРВ",

дистанційний прилад ДРМТ-3 (для вимірювання тиску до 60 МПа і

температури до 180 °С у фонтанних і насосних свердловинах),

комплексна апаратура "Потік-5" (для вимірювання тиску до 25 МПа,

температури до 100 °С, витрати

6...60

або 15...150 м /добу і вологості

рідини до 100%; діаметр корпусу 40 мм; є локатор суцільності, що

забезпечує точне прив'язування даних до розрізу свердловини).

§ 5.4 Гідродинамічні дослідження свердловин на усталених

режимах

Мета дослідження - це контроль продуктивності свердловини,

вивчення впливу режиму роботи на продуктивність та оцінка

фільтраційних параметрів пласта, тобто отримання та оброблення

індикаторної діаграми (лінії) свердловини

~ залежності її дебіту Q від

депресії

тиску

Ар,

тобто QAp), де

депресія тиску Лр

=р

-р

281

Технологія дослідження полягає в безпосередньому вимірюванні

дебітів видобувної свердловини Q (або приймальностей нагнітальної

свердловини) і відповідних їм значин вибійного тиску

послідовно на

кількох (не менше трьох), попередньо забезпечених, усталених

режимах роботи. Тривалість стабілізації режиму роботи залежить від

фільтраційної характеристики пласта; вона, як правило, оцінюється

дослідним шляхом (рядом послідовних вимірювань дебіту Q до

настання сталої величини)

становить від кількох

годин

до 2...5 діб.

Дебіт вимірюють на групових вимірних устаткованнях типу

"Супутник" або інколи (на необлаштованих площах) за допомогою

індивідуальних вимірних устатковань, які містять трап і вимірну

ємність. Дебіт газу вимірюють на вимірних устаткованнях турбінними

лічильниками (типу Агат-1), а на індивідуальних вимірних

устаткованнях (на виході з трапу) - турбінними лічильниками або з

допомогою дифманометрів з дросельними пристроями. Приймальність

водонагнітальних свердловин вимірюють лічильниками або витрато-

мірами діафрагмового типу на КНС.

Одночасно визначають газовий фактор і відбирають із викидних

ліній (або із вимірних ємностей) проби рідини на обводненість і

наявність піску. Проби аналізують у лабораторіях.

Пластовий тиск р

вимірюють у зупинених свердловинах,

переважно в період здійснення ремонтних робіт, коли тиск у

свердловині стабілізувався, а відтак будують графіки його зміни в часі,

екстраполюючи на дату дослідження. Існують й інші методи його

визначення

(див.

нижче).

За результатами дослідження будують індикаторні діаграми

(рис.

5.4). Значини масового дебіту в поверхневих умовах

перераховують шляхом ділення їх на густину розгазованої рідини,

282

а значини об'ємного дебіту в поверхневих умовах на пластові умови

перераховують з допомогою об'ємного коефіцієнта

Ь,

перемножуючи

виміряну значину об'ємного дебіту на об'ємний коефіцієнт

Ь.

Рисунок 5.4 - Типові індикаторні діаграми видобувних (а) і нагнітальних (б)

свердловин

Якщо індикаторна діаграма- пряма лінія (див. рис. 5.4, лінії 1, І

що спостерігаємо в разі фільтрації однофазної

рідини

(нафти, води) або

водонафтової суміші за законом Дарсі, то як тангенс кута

нахилу лінії

до осі депресії тиску визначаємо коефіцієнт продуктивності

(приймальності)

свердловини:

tgy = K

=^, (5.9)

Ар

причому чим більший кут

у,

тим більший коефіцієнт продуктивності

свердловини.

Зазначимо, що для оброблення результатів гідродинамічного

дослідження за даним виразом в основному використовують ПЕОМ,

чим забезпечується оперативність

висока точність.

/ 283

Коефіцієнт продуктивності, як відомо, характеризує дебіт

свердловини Q

за

депресії тиску

tSp

МПа

записується так:

2nkh

ціп

c J

де k, h - коефіцієнт проникності і працююча товщина пласта;

ц - динамічний коефіцієнт в'язкості рідини; R& г

- радіус зони

дренування (умовного контура живлення) пласта і зведений радіус

свердловини.

Якщо взяти радіус R

таким, що дорівнює середньоарифметичній

величині половин відстаней від досліджуваної свердловини до сусідніх

свердловин, а г

рівним радіусу г

сд

свердловини по долоту або з

урахуванням гідродинамічної недосконалості (з використанням

графіків В.І.Шурова чи емпіричних формул або результатів

дослідження на неусталених режимах), то визначимо коефіцієнт

гідропровідності пласта

Е=

(5Ш)

ц 2л

Якщо г

са

то гідродинамічна недосконалість свердловини

враховується у величині коефіцієнта гідропровідності є.

Якщо динамічний коефіцієнт в'язкості Ц відомий за результатами

лабораторного дослідження глибинних проб рідини, а товщина пласта

h визначена геофізичними або дебітометричними методами, то

знайдемо

коефіцієнт проникності

таста:

к = ^ (5.11)

або

коефіцієнт провідності kh

чи коефіцієнт

рухомості

k І \і.

284

Індикаторну діаграму в разі припливу в'язкопластичної нафти

показано на рис. 2.7, а (див. § 2.9) і на рис. 5.4, а (лінія 5). Коефіцієнт

продуктивності свердловини тоді визначається за формулою:

=—£—,

(5.12)

Ар-Аро

де Аро - початковий перепад тиску.

У разі викривлення індикаторної діаграми, що не так часто

спостерігається, надійність результатів оброблення невисока.

Причинами викривлення індикаторних діаграм видобувних

свердловин можна назвати відповідно до ліній на рис. 5.4, а: 2 - за

порушення закону Дарсі (інерційні опори), залежність

коефіцієнта проникності (деформації тріщин) від тиску, або за

Р-&

Рн також виділення газу із нафти (газована нафта);

З - порушення лінійного закону Дарсі в разі перевищення критичної

депресії тиску (зар

>р

), виділення газу з нафти (газована нафта за

<р

); 4 - підключення інших пропластків у роботу (збільшення

ефективної товщини пласта; див. також § 2.9), збільшення коефі-

цієнта продуктивності свердловини (через винесення кольмату-

вальних частинок), перетікання рідини між пластами, неусталені

процеси перерозподілу тиску (витрат рідини) в пласті (за малих

коефіцієнтів п'єзопровідності пласта), неусталені капілярні ефекти

під час руху водонафтової суміші в дрібнопористому середовищі.

Пригадаємо, що опуклі до осі дебіту Q індикаторні лінії (лінії 2 і 3)

можуть пов'язуватися з газонапірним, розчиненого газу, гравіта-

ційним і мішаним режимами роботи нафтового пласта.

Викривлення індикаторних діаграм нагнітальних свердловин

(див.

рис. 5.4, 6) можуть бути зумовлені або порушенням закону Дарсі

(лінія Т), або деформацією тріщин (лінія 3

), або одночасно обома

причинами.

285

Слід наголосити, що названі причини здебільшого проявляються

разом. Якщо вдається виділити причину викривлення, то для

оброблення індикаторних діаграм потрібно звернутися до відповідних

розрахункових формул, які вивчаються в підземній гідрогазомеханіці і

описано

довідниках.

У загальному випадку рівняння припливу можна записати у вигляді

степеневої формули

Q =

К'

(р

-р

)

(5.13)

де

(Ар)

- коефщієнт пропорцюнальності як функція депресії тиску

Ар (або точніше, вибійного тиску

);

п - показник степеня - показник

режиму фільтрації

(для

опуклих до осі

ліній

> п

0,5,

для ввігнутих

для прямих -

і KQ =

Невідомими можуть бути величини

KQ,

Рил,

які обчислюємо з

системи трьох рівнянь, яку складаємо згідно з рівнянням (5.13) для

будь-яких трьох точок індикаторної

лінії:

Q\ =

'о(Рпл

-Рв\)"

Q2=K'Q(

Pnjl

-p

)

(5.14)

S3 =

о(Рпл

-РвЗ)"

при цьому беремо

const, п =

const,

= const.

Якщо пластовий т\\скр

- відомий, то для інтервалів вимірювання

можна встановити залежність

(Ар).

Фільтрацію можна описати також двочленною формулою:

, (5.15)

для графічного чи аналітичного визначення коефіцієнтів

фільтраційного опору А

та

В якої індикаторну лінію перебудовуємо в

286

пряму в координатах Ap/Q від

Тоді А та В знаходимо відповідно як

відрізок на осі ординат і як кутовий коефіцієнт прямої, причому

= 1 /

KQ,

де

- коефіцієнт продуктивності свердловини.

У разі припливу газованої нафти, коли

<р

оброблення даних

дослідження здійснюється з використанням функцій Христиановича

(див.

2.3), тобто

е=

2кк(Н

пл

-Я

) _ 2nkh(H'

„ -Я

In-*- М/>н)1п —

де Н'

пл

-Я

= Ин(Рпл)(#пл -Н*) ~ різниця функцій Христи-

ановича; \і

(р

пл

) - динамічний коефіцієнт в'язкості пластової нафти

(за пластового тиску

Індикаторна діаграма тоді буде прямою лінією в координатах Q від

(

пл ~

в) або від (#п

-Яв).

У разі багатопластового об'єкта експлуатації за даними

дебітометричних досліджень індикаторні діаграми зручніше будувати

як залежність Q від/?

(рис. 5.5), причому вибійний тискр

зводять для

кожного пласта до одної площини порівняння (зведений тиск). За

таких координат пластовий тиск можна знайти графічно чи аналітично

(див.

рис. 5.5) або за формулою:

Рпл=.Рв+ —» (5-17)

де коефіцієнт продуктивності

визначається із графіка як тангенс

кута

тобто

Рв\-Рв2

287

Рисунок

5.5

- Індикаторні діаграми свердловини, що розкриває три (І, П, ІП) пласти, і

кожного пласта окремо, які побудовані за даними дослідження на трьох

режимах (р

\ ,р

2,Рві)

Дебіт свердловини за вибійного тиску

називають

потенційним дебітом Q

(див. рис. 5.5).

Із рис. 5.5 випливає, що на першому режимі (р

\) з пластів І і ГП

рідина з витратою AQ\ перетікає в пласт

П,

оскільки р

\\ <р

\. Зведені

пластові тиски в І і Ш пластах рівні (р

=Рплт),

ЩО

свідчить про їх

гідродинамічний зв'язок (про приналежність до одного покладу). За

тангенсами кутів X можна визначити коефіцієнти продуктивності

кожного пласта

об'єкта в цілому.

288

§ 5.5 Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на

неусталених режимах

Мета дослідження - оцінка гідродинамічної досконалості

свердловини, фільтраційних параметрів та неоднорідності

властивостей пласта за зміною тиску, тобто в отриманні і

обробленні кривої зміни тиску в часі.

Технологія дослідження

полягає у вимірюванні параметрів роботи

свердловини (дебіту або приймальності, тиску) на усталеному режимі,

відтак у зміні режиму роботи (дебіту або приймальності) і в

подальшому вимірюванні тиску на вибої або на гирлі "збурюючої'" чи

реагуючої свердловин. Вибійний тиск вимірюють протягом не менше

ЗО хв. глибинним (свердловинним) абсолютним або диференціальним

манометром на усталеному режимі під час експлуатації свердловини, а

зміну тиску - до

2...

год, що встановлюється в ході дослідження.

Можна досліджувати свердловини всіх категорій (видобувні,

нагнітальні, спостережні, п'єзометричні). Особливості дослідження

зумовлюються способом експлуатації. їх розглянемо у відповідних

розділах пізніше.

Теорію дослідження розроблено для умов пружного режиму, коли

вибійний тиск

>р

де р

- тиск насичення нафти газом.

Допускається проводити дослідження видобувних свердловин, коли

<р

але не більше, ніж на 15%, якщо в районі досліджуваної

свердловини р

>р

. Базується дослідження на використанні основної

формули пружного режиму (2.85).

Основними в цій групі досліджень є методи відновлення (зниження)

тиску

гідропрослуховування

пласта.

289

Метод

відновлення тиску

Дослідження за цим методом виконують шляхом зупинки свердло-

вини

знімання кривої відновлення (зниження) вибійного тиску в часі.

З використанням методу суперпозиції, як відомо з підземної

гідрогазомеханіки, основну формулу пружного режиму в даному разі

зводять до вигляду:

Ap=

}L]n

4nkh J-

(5.18)

де Ар

(t)

-рво - збільшення вибійного тиску в часі t після зупинки

свердловини відносно усталеного вибійного тиску рво перед її

зупинкою (рис. 5.6, a); Q - усталений дебіт свердловини до зупинки

(зведений до пластових

умов);

к- коефіцієнт п'єзопровідності пласта; /

- тривалість дослідження (після зупинки свердловини).

а б

Р.ОЦ

І In /, In /

In t

Рисунок 5.6 - Крива відновлення вибійного тиску p

(f) в часі t

(а)

і її оброблення за

методом дотичної (б)

Криву відновлення вибійного тиску р

(і) трансформують у пряму

(рис.

5.6,

б),

а рівняння (5.18) перетворюють таким чином:

Ои. ,

2,25к

Ои. ,

, „.,„

4nkh 4nkh

де і

4nkh

A-iln

2,25к

290