книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие

20

температура в скважине в °С; tK — комнатная температура, при которой поверялся прибор, в °С.

Температура в скважине для внесения температурной поправки замеряется одновременно с давлением, для чего применяются ртут­ ный максимальный термометр или манометрический регистриру­

где Тп „ — температура воздуха у скважины, при которой про­ водилась нулевая линия; М — масштаб записи в °С/мм (по паспорту прибора); L'r — значение ординаты, записанной термометром на диаграмме, в мм.

Глубинные температуры замеряют также при температурных исследованиях скважин с целью выделения работающих и поглоща­ ющих горизонтов, определения интервалов притока газа, нефти и воды, интервалов поглощений и перетоков, а также для оценки продуктивности каждого интервала. Для этого на необходимых глубинах снимают термограммы и сопоставляют их с термограммой пластовых температур (геотермой), характеризующей геотермический градиент.

3. Определение забойного давления в фонтанной скважине по затрубному давлению на устье

Практически могут быть три варианта решения этой задачи.. Первый вариант. Фонтанные трубы спущены до верхних отвер­ стий фильтра. Забойное давление больше давления насыщения (Рзаб >Гнас)> свободного газа у башмака подъемных труб нет,,

газовый фактор скважины низкий.

Для определения забойного давления необходимо удалить газо­ вую подушку из затрубного пространства путем многократного выпуска газа в атмосферу. Затрубное давление замеряют в момент,,

гДе Рбаш — давление у башмака подъемных труб; /?захр — затрубноедавление в кгс/см2; L — глубина спуска фонтанных труб в м; рС =

2Ь

на поверхности.

Этот способ дает неточные результаты из-за погрешности при определении средней плотности нефти р0р. Но для сравнительной оценки забойных давлений при различных режимах работы сква­ жины указанная неточность не имеет значения.

Второй вариант. Фонтанные трубы также спущены до верхних отверстий фильтра, по забойное давление меньше давления насы­ щения (Рзаб<С Ризе)- У башмака подъемных труб часть газа нахо­ дится в свободном состоянии, газовый фактор высокий. В атом случае все затрубное пространство обычно заполняется одним газом, и за­ трубное давление на устье отличается от забойного лишь на величину давления, создаваемого весом столба газа.

Абсолютное забойное давление (в кгс/см2) с различной степенью

z — коэффициент сжимаемости газа, зависящий от давления и тем­

в. Без учета изменения плотности газа по высоте столба п при постоянной температуре газа t = 20° С

Приведенные для второго варианта формулы определения забой­ ного давления неприменимы при обводненной нефти. Расчет по этим формулам дает близкие результаты (разница составляет около 1%).

Третий вариант. Подъемные трубы находятся в скважине выше верхних отверстий фильтра.

22

-скважины в т/сут и определяют забойное давление в кгс/см2 (глубпнны.\г манометром или расчетом по затрубному давлению).

На основании полученных данных строят в прямоугольной си­ стеме координат индикаторную диаграмму.

При однофазном движении жидкости по пласту к забою скважины и линейпом законе фильтрации индикаторная линия будет прямая.

Уравнение притока в этом случае имеет вид:

Ар — перепад между пластовым и забойным давлением в кгс/см2.

.до верхних отверстий фильтра , коэффициент продуктивности может

где (?і и @о — дебиты скважины при первом и втором режимах работы в т/сут; Рзатр и р’затр — затрубное давление на устье сква­ жины при первом и втором режимах эксплуатации в кгс/см2.

В условиях, когда рзаС<С Phzc 11 независимо от глубины спуска фонтанных труб, коэффициент продуктивности может быть опре­ делен по формуле

гДе Рзаб и Рзао — забойное давление при первом и втором режимах в кгс/см2.

Часто при больших депрессиях линейный закон фильтрации нарушается и прямая индикаторная линия искривляется. В таких ■случаях коэффициент продуктивности определяют по прямолиней­ ному участку индикаторной линии. При этом исследуемая скважина должна давать однородную жидкость.

При добыче обводненной нефти строят три индикаторные ли­ нии — одну для всей жидкости, другую для нефти и третью для воды. При помощи этих линий точно определяют составляющие общего дебита при каждом режиме.

Если скважину исследовали при недостаточных пределах изме­ нения депрессии, для установления технологического режима работы скважины индикаторные кривые экстраполируют. На основании практических данных установлено, что прямые индикаторные линии

.24

Для экстраполяции кривых индикаторных линий, а также для непосредственного установления режима работы скважины по урав­ нению притока необходимо определить пластовое давление рпл, коэффициент продуктивности скважины К и показатель степени п.

По данным исследования скважины при трех разных режимах можно написать следующие уравнения:

Пластовое давленпе рпл находят предварительно непосредствен­ ным замером его глубинным манометром (после остановки скважины)

где значения Q и рзаб найдены при исследовании, а рпл и п должны быть определены ранее.

Для большей точности аналогично определению п следует найти среднее значепие коэффициента продуктивности К.

По коэффициенту продуктивности скважины можно определить коэффициент проницаемости пласта в пределах призабойной зоны скважины [42]:

где К — коэффициент продуктивности скважины в см5/с-кгс, кото­ рый определяется по коэффициенту продуктивности с размерностью

25

т/сут • (кгс/см2) путем умножения его на 11,57 К_ |Д — вязкость

Рн

нефти в пластовых условиях в спз; h — эффективная мощность пласта в см; RK— половина среднего расстояния между скважинами в м; гс — радиус забоя скважины (считая по долоту) в м; С — общий коэффициент гидродинамического совершенства скважин; Ьи — объ­ емный коэффициент нефти; р„ — относительная плотность дегази­ рованной нефти.

Определение коэффициента проницаемости по коэффициенту про­ дуктивности возможно лишь в условиях безводной нефти и при

Из формулы коэффициента проницаемости можно найти гидро­ проводность пласта:

Если эффективная мощность пласта известна, то вместо гидро-

kh VV к

проводности — можно определить коэффициент подвижности — ,

которым пользуются в случае, когда неизвестно значение вязкости жидкости в пластовых условиях.

На осповаипп построенной индикаторной линии или найденного коэффициента продуктивности скважины с учетом заданного дебита устанавливается соответствующий режим работы скважины.

Одночленная формула притока жидкости в скважину Q = К Ар, выраженная прямой индикаторной линией, справедлива лишь при линейном законе фильтрации. При отклонении от линейного закона фильтрации получается индикаторная линия, выпуклая к оси деби­ тов. В этих условиях справедлива двучленная формула

Первый член этой формулы выражает потери напора, вызываемые трением жидкости, которые зависят от ее дебита и вязкости. Второй член выражает потери напора, обусловленные инерционными свой­ ствами жидкости, которые зависят от дебита во второй степени и плотности жидкости.

Разделив обе части уравнения притока почленно иа Q, получим

Эта формула может быть выражена индикаторной прямой в коор­

Для построения такой линии в таблицу заносят следующие результаты наблюдений и вычисленные данные: режимы фонтани­ рования; забойное давление рза6 в кгс/см2; депрессию Ар в кгс/см2;

дебит нефти Q в т/сут; значение ^ в кгс • сут/т • см2.

26

Эта прямая отсекает иа оси ординат отрезок А и имеет наклон к оси дебитов. Тангенс угла этого наклона обозначен через В в фор­ муле (III.40).

Значение В находят по координатам двух произвольных точек этой .пинии I и II (при большом расстоянии между крайними точ­

в т/сут; дебит газа Qr в м3/сут; газовый фактор G0 в м3/т; депрессия Ар в кгс/см2; содержание песка Ѳ в %. На основе этих данных иссле­ дования строят в прямоугольной системе координат на общем гра­ фике кривые изменения дебита нефти, газа, газового фактора, про­ цента содержания песка и депрессии в зависимости от диаметра штуцера.

Оптимальный режим работы скважины должен обеспечить огра­ ниченный вынос песка и получение максимально возможного дебита нефти при наименьшем газовом факторе. В случае обводненной нефти ограничивается также содержание воды в добываемой жидкости.

27

6. Исследование фонтанных скважин методом восстановления забойного давления

При этом методе после остановки скважины наблюдают за ско­ ростью восстановления забойного давления. Результаты наблюдений и вычисленные данные заносят в таблицу по следующей форме: точки наблюдений, время t в секундах, lg t, Арзаб в кгс/см2. По полу­ ченным данным строят кривую восстановления давления в полу­ логарифмических координатах Ар и lg t (рис. 12) и определяют наклон і к оси абсцисс (угловой коэффициент) прямолинейного участка этой кривой по двум крайним точкам:

Если масштабы на осях координат взяты произвольно, то гео­ метрическая величина угла а может и не соответствовать найденному

наклону і прямолинейного А р ,к іс /с м г участка кривой.

Путем продолжения прямолинейного участка кривой до пересечения с осью ординат находят дли-

где Q — дебит скважины в см3/с; b — объемный коэффициент нефти; h — эффективная мощность пласта в см.

Из этой формулы может быть найдена гидропроводность пласта:

Из формулы, определяющей значения А, можно найти приведен­

28

циент сжимаемости нефти в см2/кгс; ßn — коэффициент сжимаемости породы в см2/кгс.

Приведенный радиус скважины гп может получиться и больше действительного радиуса в тех случаях, когда в призабойной зоне имеются трещиноватость (естественная или получепная при перфо­ рации) или каверны, образованные путем частичного выноса песка в процессе эксплуатации скважины.

Коэффициент продуктивности скважипы при RK = 100 м опре­ деляется по формуле [4]

Если 7?к =/= 100 м, то в знаменателе этой формулы вместо числа 4

вскобках надо подставить величину десятичного логарифма Лк. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

(III.48)

Этот коэффициент может в частном случае получиться и больше единицы вследствие увеличения приведенного радиуса скважины сверх фактического по указанным выше причинам.

В некоторых случаях при исследовании скважины методом вос­ становления давления не удается получить на графике в коорди­ натах Ар и lg t прямолинейного участка. Это объясняется влиянием на характер кривой восстановления давления продолжающегося во время остановки скважины притока жидкости под действием упругих пластовых сил. Тогда данные исследования скважины надо обрабатывать дифференциальным или интегральным методом [4].

7. Исследование компрессорных скважин методом установнвшпхся режимов

Компрессорные скважины обычно исследуют способом АзІіИИ, т. е. путем изменения расхода рабочего агента при постоянном про­ тиводавлении на устье.

По данным исследования требуется построить индикаторную кривую, найти уравнение притока, построить регулировочные кри­

абсолютное забойное давление рзаб в кгс/см2; депрессия Ар в кгс/см2; lg (?ф; lg Ар; удельный расход рабочего агента R 0 в м3/т; расчетный дебит нефти Qp в т/сут.

29