Установившийся режим работы скважины

Величина депрессии Ар представляет собой разность между динамическим пластовым давлением и дав­лением на забое скважины. Динамическое пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в оста­новленной скважине, когда оно практически перестает увеличи­ваться со временем.

Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т. е. р_пл= р_заби р_пл — р»_б = О, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит скважины также равен нулю.

По форме индикаторные кривые могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов.

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации.

В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при малых дебитах и депрессиях на начальном участке может быть прямой, затем при увеличении депрессии переходит в кривую, вы­пуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона филь­трации в призабойной зоне (см. рис. 44, кривые 1—4).

Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отличается от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной сте­пени кривой — выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2).

Индикаторные линии для газовых скважин, построенные в коор­динатах (}—А (р²), в большинстве случаев также выпуклы по отно­шению к оси дебитов.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может получиться в результате неправильных измерений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустановившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Для индикаторных линий, изображенных на рис. 44, уравнение линии записывается в виде:

(69)

где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показы­вающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При соблюдении линейного закона фильтрации п = 1, и инди­каторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п <; 1, а вогнутая линия — при п > 1.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет перемен­ная величина, зависящая от перепада давления. С повышением пере­пада давления кривизна индикаторной линии обычно растет, и ве­личина показателя п уменьшается.

Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продук­тивности на криволинейном участке необходимо указывать вели­чину перепада давления.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (69) принимает вид:

С = Я(Рпл-Р_ааб). (70)

Коэффициент продуктивности численно равен приросту дебита скважины на единицу перепада давления, т. е.

(71)

Если дебит измерять в т/сут, а перепад давлений в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут-Па.

Для практических целей лучше пользоваться кратными едини­цами, поскольку величина «паскаль» чрезмерно мала. Наиболее подходящей величиной для промысловых измерений давления яв­ляется мегапаскаль МПа или килопаскаль кПа. Соотношение между этими и внесистемными единицами следующее: 1 кгс/см² = 100 кПа =

= 0,1 МПа.

Максимально возможная производительность скважины будет ^ПР^И Рзаб ⁼ 0; эту производительность называют потенциальным дебитом:

<?_пот = #р«_л. (72)

Отбор жидкости из скважины, практически равный потенциаль­ному дебиту, возможен только при условии, что в скважине есть зумпф; противодавление на пласт при этом можно поддерживать равным атмосферному.

При исследовании скважин на приток, помимо определения коэффициента продуктивности, бывает необходимо определить также проницаемость пород призабойной зоны пласта. Определение про­ницаемости но данным исследования скважин на приток дает воз­можность найти среднее значение этого параметра для пород при­забойной зоны по всей эксплуатируемой мощности пласта и по всей площади месторождения. Такие осредненные значения проницае­мости весьма ценны для гидродинамических расчетов, связанных с эксплуатацией и разработкой месторождения.

Для определения коэффициента проницаемости по данным ис­следования скважины на приток используется прямолинейный участок индикаторной кривой, по которому находят коэффициент

продуктивности. Далее из уравнения линейного притока находят ве­личину коэффициента проницаемости.

Уравнение притока (64) с учетом коэффициента несовершен­ства ф можно переписать в виде:

для жидкости для газа

(76) (77)

(73)

где (} — дебит скважины, измеренный на поверхности, м³/с; А — проницаемость, м²; Н — эффективная мощность пласта, м; р_али Рыб — пластовое и забойное давления, Па; Ъ — объемный коэф­фициент нефти; ц — вязкость нефти, Па-с; В и г, — радиусы кон­тура питания и скважины соответственно, м.

При расчетах можно приближенно принять Н равным среднему значению половины расстояний до соседних скважин.

Из уравнения (73) получим

-. (74)

где К = (?/Др — коэффициент продуктивности.

Установлено, что параболические формулы для уравнения при­тока жидкости типа () — К (Ар)" или притока газа (} = К (Ар²)" не совсем точно характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильнее в этих случаях будет применение двучленной формулы градиента давления:

Дя? к

где Ар — перепад - давления на участке длиной Дж; ц — вязкость нефти; Ъ — проницаемость породы; v — скорость фильтрации; у — коэффициент, зависящий от геометрии норового пространства.

Уравнение (75) имеет следующий смысл. При движении жидко­стей и газов перепад давления на каком-либо участке затрачивается на преодоление сил трения и сил инерции жидкости и газа. Эти силы возникают вследствие извилистости поровых каналов. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости и, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем большее значение приобретает влияние инерции. При малых скоростях фильтрации силы инерции малы, потери давления практически определяются только силами трения, и тогда в уравнении (75) основную роль играет первый член — движение происходит при линейном законе фильтрации.

Отсюда следует, что не.линейность индикаторной кривой можно объяснить значительным увеличением второго члена уравнения (75), что имеет место при больших скоростях фильтрации.

Скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, и тогда двучленному закону фильтрации (75) соответствуют следу­ющие уравнения индикаторной линии:

где А, В, А_ги В_г— коэффициенты, постоянные для данной нефтя­ной или газовой скважины; (? — дебит нефти; @_ат — объемный дебит газа, отнесенный к атмосферному давлению.

Уравнения притока (76) и (77) можно записать в виде:

(78) (79)

Опытные точки, полученные в ре­зультате исследования, наносят на гра­фик в координатах (?— -| или ()_ат — с. 45). При этом, согласно

<?ат ^

уравнениям (78) и (79), должны полу­читься прямые линии; отрезки, отсека­емые прямой на оси ординат, будут соответствовать величинам А или А_г, а тангенсы углов наклона этих линий будут равны коэффициентам Рис. 45. График зависимости В и В_г.

В результате исследования скванГйн
методом установившихся отборов оп- "" ^Уат

ределяются коэффициент продуктивности скважин, проницаемость пласта, а также другие параметры и зависимости, знание которых необходимо для правильной эксплуатации отдельных скважин и всего месторождения в целом.

В повседневной промысловой практике из всех определяемых параметров и зависимостей, получаемых в результате исследования скважин, наибольшее значение имеет коэффициент продуктивности. По величине коэффициента продуктивности устанавливают режим работы скважины, подбирают необходимое эксплуатационное обо­рудование. По его изменениям судят об эффективности обработок призабойных зон скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Для этого сравнивают коэффициент продуктивности до и после об­работки скважины. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности, измеренные в разное время, судят о состоянии и работе скважины. Например, постоянный газовый фактор при снижающемся коэффициенте продуктивности указывает на образова­ние песчаной пробки на забое. Далее, если известно, что других причин изменения продуктивности нет (пласт сложен твердыми породами, к скважине притекает однородная жидкость, водонефтяной

контакт находится далеко от скважины), то уменьшение коэффици­ента продуктивности указывает на загрязнение призабойной зоны смолами, парафином и т. п.

Естественно, что все предположения о ненормальностях в работе скважины, сделанные на основании изменения коэффициента про­дуктивности, должны быть тщательно проверены более детальными исследованиями.

studopedia.ru

Установившийся режим - работа - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Установившийся режим - работа

Cтраница 2

Установившийся режим работы объекта регулирования может быть получен изменением числа оборотов вентилятора посредством поворота ручки сопротивления R2 в положение, отвечающее заданному значению температуры. Если объект регулирования никаким возмущениям не подвергается и стрелка милливольтметра mV в течение 20 - 30 мин от своего положения не отклоняется, то можно считать, что режим в объекте регулирования установился. Затем балансируют электронный и измерительный блоки регулятора.  [16]

Установившийся режим работы шаговых двигателей - режим, соответствующий постоянной частоте управляющих импульсов. Ротор двигателя в установившемся режиме, имея постоянную среднюю частоту вращения, может совершать как периодические, так и непериодические колебания.  [17]

Установившийся режим работы синхронного двигателя при синхронной частоте вращения может быть однозначно определен тремя параметрами. Расчет остальных параметров режима легко выполняется построением векторной диаграммы [2] при известных сопротивлениях двигателя.  [18]

Установившиеся режимы работы шаговых двигателей соответствуют постоянной частоте управляющих импульсов. Движение ротора в установившемся режиме может носить как периодический, так и непериодический характер. При частоте управляющих импульсов fy, меньшей частоты свободных колебаний fo, как и в квазистатическом режиме, угловое перемещение сопровождается свободными колебаниями.  [19]

Нормальному установившемуся режиму работы механизма соответствует равновесная концентрация мелких частиц. При увеличении нагрузки ( уменьшении пленки масла) происходит схватывание, при этом резко увеличивается количество частиц изнашивания, и распределение частиц по размерам смещается в крупноразмерную область. Внезапное появление больших частиц в масле свидетельствует о наступлении катастрофического изнашивания. Одна из важных проблем заключается в установлении связи между параметрами частиц изнашивания и режимом изнашивания. Классификации частиц изнашивания по их морфологии ( размеру и форме) в соответствии с основными механизмами изнашивания посвящен ряд работ, причем различные классификации определяются конкретным типом испытуемой пары и условиями изнашивания. Существуют также различные классификации частиц изнашивания по форме.  [20]

Установившимся режимом работы называется режич, при котором показателе работы ( мощность, частота враше-ния вала, расход топлива л др) не изменяются во времени.  [22]

Установившимся режимом работы скважин называется такой режим, когда в течение длительного времени ее дебит или приемистость, а также забойное давление остаются неизменными.  [23]

Установившимся режимом работы скважины называется такой режим, когда в течение длительного времени ее дебит ( приемистость) и забойное давление остаются постоянными. За первый установившийся режим работы скважины берется режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования, После оборудования скважины манометром и замера дебита ( приемистости) и забойного давления быстро ограничивают или увеличивают дебит скважины примерно на 30 % от наибольшего дебита и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от одного режима работы скважины на Другой осуществляется путем смены штуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением объемов подачи рабочего агента или изменением числа двойных ходов или длины хода полированного штока станка-качалки.  [24]

Первым установившимся режимом работы скважины принимается режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования.  [25]

Рассмотрим установ

www.ngpedia.ru

Как проводят исследования скважин при установившимся и неустановившимся режимах?

Сущность метода заключается в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, т.е. меняют дебит и после установления режима замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Режим на фонтанной скважине изменяют сменой штуцера на выкидной линии; на газлифтной скважине – изменением режима подачи рабочего агента, т.е. давления и расхода закачки газа или воздуха; на скважине, оборудованной штанговой скважинной установкой, изменением длины хода полированного штока, числа качаний, глубины подвески. Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии скважина вышла на установившийся режим.

Формула радиального притока жидкости к скважине при постоянной гидропроводности вдоль радиуса имеет вид

                               ,                                                                                  (1)

а для случая радиального притока к скважине при произвольно изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности   имеет вид

 .       (2)

Формулы (1) и (2) спрведливы для совершенных скважин, но они остаются справедливыми и для несовершенных скважин, если в них вместо радиуса скважины   подставляется приведенный радиус  . Из этих формул видно, что дебит скважины  q  зависит от депрессии  рк – рс , которая является независимым аргументом Формула притока

                                                                                                                                  (8)

где  К – коэффициент продуктивности, т/(сут · Па).Из формулы (8) видно, что приток линейно зависит от депрессии или при постоянном давлении на контуре зависит от давления на забое скважин    ,                                                                                                                                             (9)

что коэффициент продуктивности есть суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии.

Также используется понятие удельного коэффициента продуктивности          ,                                                                                                                                                        (10)

т.е. коэффициент продуктивности отнесенный к единице толщины пласта. Удельный коэффициент продуктивности позволяет более объективно сопоставлять фильтрационные способности пластов в различных скважинах.

Графическое изображение зависимости между установившимися дебитами скважины и депрессиями на пласт   или между дебитами и давлением на забое скважины при постоянном давлении на контуре   называется индикаторной линией. Из (6.8) следует, что индикаторная линия должна быть наклонной прямой с угловым коэффициентом К. Для построения индикаторной линии необходимы несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления.

Рисунок 1. Индикаторная линия

Фактические точки  , получаемые при исследовании скважины на нескольких установившихся режимах, обычно не ложатся точно на прямую, как на рис. 1, а дают разброс иногда значительный, т.е. индикаторная линия не всегда получается прямой, как это следует из формулы притока. Значительные отклонения могут быть вызваны недостаточно установившимся режимом работы скважины, нарушением технологии исследования, сравнительно большой погрешностью используемых приборов и т.п.

Искривление индикаторной линии скважин может быть обусловлено неньютоновскими свойствами нефти, подключением (или отключением) пропластков при изменении депрессии, зависимостью проницаемости коллектора от давления, что характерно, например, для трещиновато-пористых и трещиноватых коллекторов. Выявление причин, вызывающих искривление индикаторной линии, дает возможность существенно повысить надежность выводов, сократив при этом число экспериментально определяемых величин.

При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда можно аппроксимировать уравнением

               ,                                                                                                                               (11)

которую называют общим уравнением притока.

При n=1 уравнение (11) описывает прямолинейную индикаторную линию. При  0,5< n <1 – индикаторные линии с искривлением в сторону оси р, при  n > 1 – индикаторные линии с искривлением в сторону оси  Q.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности    может быть найден по любым двум фактическим точкам как

                .                                                                                                                             (12)

Из (3) с учетом (7) для значения   определенного по (12) находим гидропроводность

                .                                                                                                                      (13)

Неустановившейся режим

Гидродинамические методы исследования скважин при неустановившихся режимах основываются на законах упругого режима. Упругие свойства пласта и насыщающей его жидкости или газа независимо от размера пластовой системы существенно проявляются при быстром изменении режима работы отдельных скважин или одновременно многих скважин. Такие изменения называют возмущениями, а скважины, в которых быстро изменяют режим работы, возмущающими скважинами или источниками возмущения.

Границу воронки депрессии вокруг работающей скважины называют контуром питания, а радиус воронки  Rк – радиусом контура питания. На контуре действует давление  рк , а на забое скважины при установившейся работе – давление рс.

Если скважину мгновенно остановить или резко изменить режим его работы, то вокруг нее начнется неустановившейся процесс перераспределения давления. Для объяснения происходящих при этом явлений нужно учитывать изменение плотности жидкости вокруг скважины. Давление является функцией плотности, т.к. р = ρgh.

На контуре питания плотность нефти постоянна и равна наибольшему значению. В момент остановки отбор нефти из скважины прекращается, а через контур питания продолжает поступать прежнее количество нефти, равное установившемуся дебиту скважины перед остановкой. За счет продолжающегося притока по направлению к скважине нефть сжимается, ее плотность повышается, в результате чего давление начинает восстанавливаться; одновременно несколько увеличивается объем порового пространства. Поскольку скорости движения по направлению к скважине в радиально сходящихся направлениях возрастают, давление восстанавливается быстрее в самой скважине и медленнее – вблизи контура питания. Но вблизи контура питания разность плотностей между текущим и наибольшим значениями наименьшая, поэтому здесь давление восстанавливается до наибольшего раньше, чем в других областях. Восстановление давления вблизи границ контура питания ведет к непрерывному уменьшению воронки депрессии, т.е. к уменьшению  Rк . В условиях упругого режима темп восстановления падает. Теоретически давление на забое остановленной скважины от рс  восстанавливается до рк через бесконечно большое время. В действительности ощутимый процесс восстановления давления в скважине прекращается по прошествии сравнительно непродолжительного времени.

При пуске скважины происходят те же явления, что и при остановке, но только в обратном порядке: давление падает, воронка депрессии растет до тех пор, пока не достигнет некоторой условно установившейся величины  Rк. Пуск нагнетательной скважины подобен остановке эксплуатационной, а остановка нагнетательной скважины подобна пуску эксплуатационной.

Кривые восстановления можно получить во всех скважинах, независимо от способа их эксплуатации и назначения. Достаточно строгая обработка кривых восстановления возможна только для условий, когда установившееся забойное давление  рс  выше давления насыщения.

Для обработки кривых восстановления давления применяют те же формулы, что и для кривых падения.

Для этого пользуются следующей формулой, полученной в подземной гидродинамике для задачи притока упругой жидкости к скважине, в которой снимается кривая восстановления давления

               .                                                                                         (1)

Здесь Q – дебит скважины, μ – вязкость,  k – проницаемость, h – толщина пласта,   - пьезопроводность, причем   - приведенный объемный коэффициент упругости среды (вода, нефть, порода), t – время с момента пуска или остановки скважины.

Обозначив через

,        ,                                                                                 (2)

               ,                                                                                                                      (3)

уравнение (1) перепишем в виде

               ,

которое является уравнением прямой, не проходящей через начало координат.

Поэтому из этого следует, что фактически снятая на забое скважины кривая восстановления давления (КВД)  Δр(t), перестроенная в полулогарифмических координатах ;  , должна иметь вид прямой отсекающей на оси  ординату  , значение которой определяется формулой (2), и имеющей угловой коэффициент  , определяемый формулой (3)

КВД на забое скважины записывается регистрирующим скважинным манометром с автономной или дистанционной записью показаний. Такой манометр, спускаемый на забой скважины до ее остановки, дает запись изменения   в функции времени  . Поэтому фактическую кривую   необходимо перестроить в координаты    и найти ее постоянные коэффициенты   и   (рис. 1). Начальный участок КВД не укладывается на прямую, что связано частично с последующим притоком, о котором было сказано выше, и инерцией масс жидкости, которое вообще не учитываются формулой (1).

Рисунок 1. Кривая восстановления давления в скважине

На перестроенной кривой   отыскивается прямолинейный участок, по двум точкам которого определяется угловой коэффициент

               .                                                                                                             

Вычислив  , можно определить из формулы (3) гидропроводность  :

.                                                                                                                                                     (5)

Теперь по известному значению    определяется проницаемость 

.                                                                                                                                        (6)

Из формулы (1) после логарифмических преобразований получим выражение для определения приведенного радиуса несовершенной скважины

 .                                                                                                                                   (7)

Аналогично методом неусановившихся режимов исследуются нагнетательные скважины. Для снятия КВД нагнетательной скважины, работавшей длительное время с дебитом  Q , достаточно на устье закрыть задвижку, т.е. прекратить закачку и  снять кривую падения давления   на устье. Величина   определяется как разность между давлением на устье при установившемся режиме закачки, т.е. давлением нагнетания, и текущим давлением на устье после прекращения закачки. Обработка полученных данных для определения пластовых параметров аналогична обработке для добывающих скважин.

students-library.com

Исследование скважин при неустановившихся режимах: методы

Исследование скважины при неустановившихся режимах работы позволяет определить некоторые очень важные ее эксплуатационные характеристики, которые потребуются далее в процессе ее эксплуатации.

Схема исследований скважин с расположением.

Этот метод основан на том, что исследование производится в таких режимах, когда скважина еще не вошла в привычный и стабильный режим работы, то есть она находится в нестационарных состояниях. Здесь можно определить множество различных параметров. О них будет рассказано далее. Исследование скважины на неустановившихся режимах относится к одним из самых основных. Это касается и проблем добычи нефти, и проблем добычи воды, газа. Тогда люди прибегают к помощи именно этого метода исследования.

Сущность методов

Установка высокого давления для исследования скважины.

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. О них стоит поговорить более подробно.

Вернуться к оглавлению

Основные исследования

Схема обвязки скважины при одновременном бурении и добыче.

Самым примитивным методом, который относится к данной группе исследований, является метод пробных точек. Здесь все достаточно просто. Специалисты берут замеры забойного давления в различных точках изучаемого пласта. На основании этих данных уже строится диаграмма, которая показывает зависимость забойного давления от месторасположения той или иной точки. Причем измерения проводятся в одной и той же точке по несколько раз. Это и делает картину более наглядной. Именно для этого и нужен данный метод исследования.

Экспресс-метод тоже относится к данной группе исследований. Он становится все более актуальным с каждым днем, так как дает детальное представление о поведении жидкости в той или иной среде в кратчайший срок. Здесь не требуется использование достаточно дорогого оборудования, поэтому его используют даже при исследовании месторождений обыкновенной воды.

К тому же он позволяет получить достаточно четкую картину о тех явлениях, которые происходят в пластах жидкости в данный конкретный момент. Эта отличительная черта делает его практически универсальным. К тому же на сами измерения и на обработку результатов и построения диаграмм поведения жидкости требуется гораздо меньше времени, чем при первом методе.

Принципиальная схема термометрии скважин с применением ОРДТ.

Одним из видов данного метода исследований скважин является метод восстановления давления. Он используется достаточно часто, позволяя проследить за тем, как будет вести себя жидкость, когда давление в скважине станет уравновешенным. Метод достаточно сложен, но находит свое применение на практике.

Есть и другая группа исследований, которая основана на неустановившейся фильтрации жидкости. Эти методы исследования позволяют определить поведение пласта горных пород в независимости от радиуса скважины. Речь может идти о построении кривых восстановления давления. Эти кривые строятся на основе самых разнообразных методик.

Многие ученые изучают именно этот метод исследования скважин при неустановившихся режимах эксплуатации. При этом каждый из них выдвигает свою собственную теорию изучения. Каждая из них имеет место на существование.

По тем данным, которые получаются в ходе проведения эксперимента, строятся различные кривые, которые дают детальное представление о том, какова проницаемость горных пород, находящихся глубоко в недрах земли. Эти данные позволяют создавать полную картину поведения слоев жидкости.

Вернуться к оглавлению

Кривые восстановления

Схема водоснабжения из скважины.

Итак, сначала проводятся исследования по последнему методу, который был описан в предыдущем разделе. Далее на основе полученных данных можно построить кривые восстановления давления. На самом деле этому процессу предшествуют не только многочисленные испытания, но и многочисленные расчеты, которые получаются на основе тех данных, которые были набраны в ходе исследования.

Этот момент стоит упустить, так как большинство формул будут попросту непонятны простому обывателю. В ходе расчетов и построения кривых восстановления давления можно проследить за тем, как ведут себя удаленные зоны пласта.

Этот метод исследования применим не только для тех скважин, где жидкость находится на дне, но и для тех скважин, которые полностью заполнены жидкостью.

Отличительной чертой будет тот факт, что здесь столб жидкости находится в непосредственной близости от земли, поэтому учитывать погрешность, которая получается из-за притока дополнительной воды в скважину можно не учитывать. Это значительно упрощает данную задачу. Кроме того, данное строение скважины позволяет производить измерения непосредственно в устье столба жидкости.

Придется добавлять давление гидростатического столба жидкости в скважине.

Схема проведения газогидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием с применением самоходного исследовательского комплекса.

Для того чтобы получить качественные правильные кривые восстановления давления, чаще всего бывает достаточно просто перекрыть устье нагнетательной скважины с помощью задвижки. Здесь все достаточно просто. Перед тем как перерыть поток жидкости с помощью задвижки, необходимо произвести замеры давления. После того как вода перекрыта, можно приступать к измерению давления еще раз.

В результате получается некое аналитическое значение. Из него необходимо вычесть то показание, которое было при установившемся режиме работы, то есть когда поток жидкости не был перекрыт. В результате получается разность двух показаний. Данное число и будет основой для построения кривых восстановления давления. Однако зачастую одного показания мало, поэтому используется целый комплекс измерений, а затем только строится усредненная кривая восстановления давления. Она будет иметь более важное значение. При этом чем больше будет измерений, тем более правдоподобные данные получатся в результате. Итак, для нагнетательной скважины кривая восстановления строится именно таким образом.

В тех случаях, когда необходимо проследить по шагам, как будет изменяться давление столба жидкости, нужно воспользоваться одним очень хитрым методом. Он заключается в том, что задвижка не сразу перекрывается полностью, а закрывается постепенно. Можно получить ряд значений, которые будут демонстрировать поведение столба жидкости при разных параметрах положения вентиля задвижки. На основе этих данных и строятся кривые восстановления давления в системе. Это еще более наглядный метод, чем тот, который был описан выше.

Вернуться к оглавлению

Некоторые особенности

Как уже говорилось ранее, данные методы исследования в основном основаны на не совсем корректных данных, так как не учитывается последующий приток жидкости в скважину. На самом деле это тоже откладывает свой отпечаток на исследовании. В последние годы учеными стали разрабатываться новые методы получения кривых восстановления давления, которые учитывают последующий приток жидкости в скважину.

При этом строятся кривые, и используется аналитический аппарат для получения достоверных результатов. Обязательно нужно знать значение последующего притока, как функции от времени. Для этих целей в скважину опускаются специальные приборы, которые носят название дебитометры.

Они имеют возможность измерять именно этот параметр. Однако стоит сразу отметить, что использовать эти приборы можно, когда речь идет о высокой чувствительности прибора, о скважине, в которой можно его установить. Ведь если вода или нефть бьют из скважины фонтаном, то вряд ли получится произвести достаточно точные измерения поведения потока.

Если речь идет о скважине нагнетательного типа, то здесь подобный прибор будет попросту неуместен. Жидкость просто не позволит опустить его на дно. Здесь для получения данных о последующем потоке используется косвенный метод измерения. То есть после того, как задвижка перекрывается, можно с помощью манометра измерить давление внутри скважины. Здесь, разумеется, будут происходить самые разнообразные изменения. На основе данных можно производить приблизительные расчеты того, как изменяется давление последующего потока.

www.vseoburenii.ru

Исследование скважин на приток при неустановившемся режиме — Студопедия

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

Ценные данные о гидродинамических свойствах пласта и строении залежи можно получить путем изучения неустановившихся процессов, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин.

При неустановившемся режиме работы скважин их исследуют методом прослеживания скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и методом прослеживания скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины.

В первое время после остановки скважины нефть будет притекать к забою вследствие сжатия газа в скважине, но в дальнейшем приток становится настолько незначительным, что им можно пренебречь. Темп повышения давления на забое будет определяться упругими свойствами пласта и жидкостей. Отсутствие значительного притока жидкости в скважину дает возможность использовать для анализа кривых восстановления давления уравнения упругого режима.

Восстановление давления на забое мгновенно остановленной несовершенной нефтяной скважины, эксплуатировавшей перед остановкой однородный пласт при постоянном дебите, может быть описано уравнением.

Исследование скважин при неустановившемся режиме их работы дает возможность судить о параметрах нефтяных коллекторов на больших расстояниях от забоя. При определении параметров пласта по коэффициенту продуктивности результаты в значительно большей степени зависят от проницаемости призабойной зоны, чем при определении их по кривым восстановления давления. Известно, что проницаемость пород в призабойной зоне, вследствие влияния методов вскрытия пласта на физические свойства пород, может быть иной, чем вдали от забоя. Сравнивая результаты исследований обоими методами, можно, следовательно, судить о степени ухудшения проницаемости при вскрытии пласта или определять, в какой степени улучшилась проницаемость призабойной зоны, если забой скважины был обработан для улучшения притока (солянокислотная обработка, гидравлический разрыв, торпедирование).

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время. Далее в фиксирован­ные моменты по секундомеру (через 10, 30 или 60 с и более) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и на головке скважины.