17) 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 р_к – р_с , 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 R_к – радиусом контура питания. На контуре действует давление р_к , а на забое скважины при установившейся работе – давление р_с.

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 R_к . В условиях упругого режима темп восстановления падает. Теоретически давление на забое остановленной скважины от р_с восстанавливается до р_к 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 R_к. 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 р_с 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.

18) Как проводят термодинамические исследования скважин0? Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Известно, что колебания температуры на земной поверхности вызывают изменения температуры на малой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее метра и годовые - на глубине примерно 15 м. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины земли. Общий тепловой поток земного шара составляет 25,12 млрд. кДж/с. Для создания такого теплового потока нужно в сутки сжигать 50 млрд. м3 метана. Интенсивность или мощность теплового потока q связана простым соотношением с теплопроводностью l и температурным градиентом Г = dT/dx:

. (6.37)

Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение температурного градиента, можно оценить значения l горных пород и дифференцировать их по этой величине. В однородной толще осадочных пород геотерма Т(х), стационарного теплового потока будет представляться прямой линией с наклоном, соответствующим температурному градиенту земли Г = dT/dx, имеющему различные значения в различных геологических районах земли (в среднем Г » 0,03 °С/м). При чередовании горизонтальных пластов с различными коэффициентами теплопроводности геотерма стационарного теплового потока земли будет представляться ломаной линией, состоящей из прямолинейных отрезков с различными углами наклона. Чем меньше теплопроводность l, тем больше наклон линии Т{х) против данного прослоя. Отклонения от естественной геотермы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процессами, происходящими в пластах и, что особенно интересно, в продуктивном перфорированном интервале.

Начальная термограмма, замеренная до пуска скважины в работу, дает представление о естественном невозмущенном тепловом поле Земли. Термограмма работающей скважины отражает все тепловые возмущения, вызванные притоком жидкости или ее поглощением, а также изменением их интенсивности. Поэтому основой для выделения продуктивных или поглощающих интервалов, определения их толщины, интенсивности поглощения и выявления общего состояния призабойной зоны являются различия между геотермой и термограммой действующей скважины. Если бы поток имел бесконечно большую скорость, то он достигал бы поверхности без изменения температуры - линия АСо на рис. 6.5. Так как его скорость конечна, он успевает охладиться и, начиная с некоторой глубины (точка В на рис. 6.5), термограмма потока перейдет в наклонную линию, параллельную геотерме Тг. Разница температур Тп - Тг = DТ установится такой, при которой при данных теплофизических свойствах горных пород потери теплоты в окружающую среду сравниваются с теплотой, принесенной восходящим потоком. Она прямо пропорциональна интенсивности притока или, что то же, скорости восходящего потока и теплоемкости жидкости:

, (6.38)

где а - коэффициент пропорциональности, характеризующий условие теплообмена; С - теплоемкость жидкости.

Тг - геотерма - естественное распределение температуры в неработающей скважине;

Тп - термограмма - распределение температуры в работающей скважине

Рис. 6.5. Распределение температуры по стволу скважины: Тг - геотерма; Тп – термограмма