Гідродинамічні та газогідродинамічні дослідження

свердловин при усталених режимах фільтрації.

План.

1. Суть і технологія дослідження.

2. Визначення параметрів пласта і свердловини.

3. Коефіцієнт продуктивності.

1. Гідродинамічне дослідження свердловин проводять з метою встановлення залежності між дебітом рідини і депресією тиску на пласт, та подальшого визначення параметрів пласта.

Теоретичною базою методів дослідження є закономірності які описують процес фільтрації рідини і газу в пластах, а також зміни відбору зі свердловини. Експлуатація свердловини може проводитись на усталених режимах або відборах коли в період вимірювання дебету і тиску вони не змінюються і при неусталених відборах коли дебіт і тиск змінюються, отже розглянемо дослідження нафтових свердловин на усталених режимах фільтрації. Про усталений режим фільтрації рідини в пласті свідчить постійність дебіту і тиску, які вимірюються в невеликих інтервалах часу: 2-3 виміри за 4-6год. Досягання встановлення режиму для реальних нафтових свердловин проводиться згідно схеми рис. 9.1.

Рис 9.1

1-глибинний манометр;

2-сталевий канат(проволока);

3-колона НКТ;

4-штуцер;

5-замірний пристрій.

Отже коротко можна сказати, що дослідження свердловин проводять з метою одержання інформації про продуктивність свердловин і властивості пласту. Коефіцієнт продуктивності свердловини можна обраховувати за формулою:

К= ,

де Q дебіт [м³/добу];

ΔР депресія на пласт [МПа].

Встановлено, що чим вища проникність пласта, тим швидше настає усталений режим фільтрації після зміни умов експлуатації свердловини, час необхідний для досягання усталеного режиму можна визначити за наближеною формулою:

t_уст= ,

де t_уст час протягом якого досягається усталений режим [c];

β зведений коефіцієнт стисливості рідини і породи який розраховується за формулою:

β=m∙β_p + β_n,

де m пористість пласта;

β_p коефіцієнт стисливості рідини [Па^-1];

β_nкоефіцієнт стисливості породи [Па^-1];

R радіус зони впливу.

К проникність пласта;

μ_с динамічна в’язкість.

Оскільки при дослідженні використовують рівняння припливу з пласта до свердловини, які в свою чергу залежать від характеру фільтраційного потоку в пласті, то для розрахунків використовують рівняння припливу нафти з урахуванням тиску насичення нафти газом. Дослідження на усталених режимах виконують послідовним вимірюванням дебіту свердловин, вибійних тисків які відповідають даному дебету. Про усталений режим свідчить стабільність дебіту і вибійного тиску за умови роботи свердловини при постійному режимі її експлуатації. Результат вимірювань дебіту і вибійного тиску заносять у картку дослідження свердловини. При дослідженні свердловини переважає зміна режиму їх роботи в напрямку поступового зростання дебіту. Після завершення досліджень свердловину зупиняють для вимірювання пластового тиску. Оброблення результатів дослідження виконують шляхом побудови індикаторної кривої яка є графіком продуктивності свердловини від депресії тиску.

Рис 9.2

1 лінійна фільтрація; 2 нелінійна фільтрація; 3 при запомпуванні у свердловину; 4 для нафти, яка характеризується не ньютонівськими властивостями.

При побудові індикаторної кривої дебіт свердловини потрібно перераховувати на пластові умови, що досягається множенням дебіту виміряного на поверхні на об’ємний коефіцієнт пластової нафти. При дослідженні свердловин розглянутих на рис 9.2 в умовах усталених режимах фільтрації індикаторна діаграма має вид зображеної на даному рисунку. У даному випадку визначити коефіцієнт продуктивності свердловини за кутом нахилу кривої до осі депресії не можливо. Це зумовлене тим, що рівняння припливу рідини з пласта до свердловини визначається коефіцієнтом продуктивності свердловини(тобто її дебетом). У розглянутому випадку не розглянутий показник рівняння фільтрації. Нафта, що досліджується у свердловинах має не ньютонівські властивості, але є багато свердловин які продукують високов’язкою нафтою. В цьому разі розглядається тиск і дебет з урахуванням функції Християновича. Функції які є аналогом пластового і вибійного тисків. Для перерахунку вимірюваних значень пластового та вибійного тисків у функції Християновича необхідно знати властивості пластової нафти при пластових і вибійних тисків, а також знання газового фактору.

Лекція №10.