Doslidjenya
.pdf
Рисунок 17.2 – Крива падіння вибійного тиску після зупинки роботи нагнітальної свердловини
З рис 17.2 видно, що перша ділянка лінії 1 характеризує гідродинамічну недосконалість свердловини, тобто проявлення скінефекту, переважно загальний коефіцієнт проникності привибійної зони, а друга ділянка дозволяє отримати, використавши ті чи інші методики обробки результатів досліджень і фізичні параметри віддалених зон продуктивного пласта.
Проведення через певний проміжок часу повторних досліджень дозволяє визначити зміну проникності привибійної зони пласта та виявити причину такої зміни. Іноді результати двох послідовних досліджень мають вигляд, зображений на рисунку 17.3.
Рисунок 17.3 – Криві КВТ, які отримані в різний період при одній і тій же витраті води
З рисунка 17.3 видно, що ділянки 2 і 2/ двох ліній КВТ є паралельні між собою, тобто коефіцієнти гідропровідності та проникності віддаленої від свердловини зони не змінились (тобто tg залишився постійним).
Проте ділянка 1/ верхньої кривої розміщена вище відносно осі P порівняно з ділянкою 1 нижньої кривої. Відтак, можна стверджувати про погіршення проникності привибійної зони, за рахунок її забруднення.
Підсумовуючи вище сказане, відзначимо, що дослідження нагнітальних свердловин необхідно також проводити з допомогою глибинних витратомірів для отримання профілю поглинання. Тільки в цьому випадку можна зробити висновок про неоднорідність пласта, характер витіснення нафти із нього та здійснити ті чи інші геолого-технічні
273
заходи, направлені на більш рівномірне просування фронту води та збільшення кінцевого нафтовилучення.
Контрольні питання до лекції 17
1 На яких теоретичних основах базуються дослідження нагнітальних свердловин? Що є основною метою дослідження нагнітальних свердловин?
2 В чому полягає технологія дослідження нагнітальних свердловин методом усталених режимів?
3 Як визначають тиск на вибої свердловини, якщо свердловина обладнана колоною НКТ?
4 Як визначають тиск на вибої свердловини, якщо колона НКТ обладнана пакером?
5 Дайте характеристику основним формам індикаторних ліній, які отримують у видобувних свердловинах при зростанні депресії в тріщинуватому колекторі та в нагнітальних свердловинах при певних збільшеннях репресії на пласт?
6 Начомугрунтуєтьсяобробкарезультатівдослідженнянагнітальних свердловин?
7 Яким виразом описується залежність тріщинної проникності від тиску пластових флюїдів?
8 Який має вигляд рівняння поглинаючої здатності нагнітальної свердловини від депресії на пласт?
9 Який вигляд має крива падіння вибійного тиску після зупинки роботи нагнітальної свердловини? Дайте їй пояснення.
10 Охарактеризуйте криві КВТ, які отримані в різний період при одній і тій же витраті води.
274
ЛЕКЦІЯ 18 АНАЛІЗ МЕТОДІВ ДОСЛІДЖЕННЯ СВЕРДЛОВИН
ТЕРМОКОНДУКТИВНОЇ ПОТОКОМЕТРІЇ 18.1 Аналіз термометричних методів дослідження нафтових і газових
свердловин
Відомо, що температура пластових флюїдів (нафти, газу і води) дорівнює геотермічній температурі на глибині залягання продуктивних горизонтів.
Піднімаючись вверх по стовбуру свердловини, потік свердловинної продукції, контактуючи переважно з більш холодними стінками металевих труб, охолоджується. При незначних дебітах нафтових свердловин температура свердловинної продукції на гирлі тільки на 2 - З °С є більшою від температури нейтрального температурного шару свердловини. При значних дебітах ця температура може бути вищою на 20 - 30 °С.
Фільтрація рідини та газу в пористому середовищі продуктивних пластів є дросельним процесом. При умові збереження постійного
тепловмісту свердловинної продукції зміна температури T за рахунок дросельних процесів визначається наступною наближеною формулою:
|
T P , |
|
(18.1) |
де |
- коефіцієнт Джоуля-Томсона, ºК/кг/м3 (для нафти н 0,41 0,61 |
||
; для води в 0,24 ; |
для газу г |
3,5 4,08 ). |
|
Значення цього коефіцієнту є позитивним при фільтрації через порове середовище рідини (температура її зростає) та від'ємним при
фільтрації газу. При значних депресіях Р температура нафти на вибої свердловини може виявитись на 4 - 6 °С вищою від пластової, а температура газу, навпаки, може зменшитись на 20 – 40 °С.
У видобувних нафтових свердловинах, які експлуатують декілька продуктивних горизонтів, свердловинна продукція поступає на вибій із різними температурами і піднімаючись вверх та змішуючись між собою, температури різних потоків вирівнюються.
Зміна температури висхідного нафтового потоку в межах декількох продуктивних горизонтів підпорядковується колометричному закону, тобто:
Cн Qн Тн Св Qв Тв 0 , |
(18.2) |
275
де Сн та Св - теплоємність свердловинної продукції відповідно нижнього та верхнього горизонтів;
Qн та Qв - витрата газорідинної суміші відповідно нижнього та верхнього горизонтів;
Tн - зміна температури (по відношенню до пластової) при поступленні свердловинної продукції в нижній пласт;
Tв - ця ж зміна на рівні продуктивного пласта (див. рис. 18.1).
Співвідношення (18.1) дозволяє на основі аналізу термограм діючих свердловин виділити продуктивні пропластки і встановити з певною мірою точності їх продуктивність.
Як показано на рисунку 18.1 а, продукція з двох горизонтів, зміщуючись між собою, отримує якусь температуру Ту , яка відрізняється
від умовної геотерми Т , яку отримано шляхом термодинамічних досліджень свердловини після тривалої її зупинки.
Фактичні лінії термометричних досліджень свердловин мають, як правило, складний характер (див. рис 18.1, б). Їх якісна інтерпретація можлива при співставленні даних термографічних геофізичних методів виявлення глибини залягання та товщини продуктивних пропластків та даних їх дебітометрії.
276
Рисунок 18.1 – Вплив процесу змішування потоків на загальну температуру суміші (а) та термограма при наявності декількох продуктивних пропластків (б)
18.2 Аналіз дослідження характеру припливу та поглинання рідини по товщі продуктивного пласта
В процесі проведення гідродинамічних досліджень видобувних та нагнітальних свердловин необхідно обов'язково застосовувати і методи, які передбачають можливість отримання профілю припливу та поглинання рідини по товщі продуктивного пласта або, точніше, по всій перфорованій частині експлуатаційної колони.
Результати таких досліджень дають важливу інформацію про геологічнубудовутастанрозробкипокладу: ступіньнеоднорідностіпласта, виробки запасів нафти, коефіцієнт охоплення витісненням нафти в процесі ППТ. Крім того, така інформація потрібна для якісної обробки результатів гідродинамічних досліджень свердловини всіма розглянутими вище методами.
Ці методи дають також можливість підвищити ефективність геологатехнічних заходів, направлених на інтенсифікацію припливу рідини до свердловини та вирівнювання їх профілю припливу та поглинання.
277
Найбільш поширеними і найбільш точними є методи дослідження характеру припливу та поглинання рідини з допомогою глибинних витратомірів та дебітомірів. При їх використанні послідовно вимірюють витрату (поглинання) рідини по товщі пласта. Оскільки таку витрату можна виміряти в довільній точці стовбура свердловини, тоді це забезпечує будьяку ступінь диференціювання сумарного припливу (поглинання), теоретично, аж до виділення кожного окремого отвору перфорації.
Очевидно, що такі дослідження можливі у фонтанних, газліфтних та нагнітальних свердловинах, тому особливо важливе їх проведення у фонтанний період розробки до переводу більшості свердловин на механізований спосіб експлуатації. В окремих випадках можна тимчасово перейти на газліфтний спосіб експлуатації з допомогою пересувних компресорів.
Дебітограми корисно будувати на стандартних бланках геофізичного каротажу. При цьому, спочатку слід будувати інтегральну лінію, яка показує зростання дебіту від нижніх до верхніх отворів перфорації (див. рис. 18.1, а), апотімдиференціальну(див. рис.18.1, 6), якапоказуєвеличину припливу рідини в свердловину на одиницю товщини пласта. Лінії а і б доповнюють одна одну, хоча більш важливою є інтегральна дебітограма. Побудова диференціальної дебітограми проводиться на основі показів глибинного дебітоміра, причому дебіт окремих пропластків знаходять у відносних величинах до сумарного дебіту свердловини, які вимірюють на поверхні.
Рисунок 18.2 – Профіль припливу рідини до вибою свердловини
278
Як видно із прикладу, наведеного на рис. 18.1, з 4-х продуктивних пропластків, об'єднаних перфорацією в єдину систему, третій пропласток при заданому в процесі дослідження режимі роботи свердловини виявився непрацюючим (приплив рідини відсутній). Четвертий пропласток працює не на повну товщину продуктивного пласта, а найбільший приплив у відсотковому відношенні спостерігається із верхньої частини четвертого пропластка.
Знімати (вимірювати) профіль припливу можна з будь-яким кроком, хоча зменшування його нижче 0,5 м може бути доцільним тільки при проведенні деяких спеціальних досліджень (особливо точна відбивка меж інтервалів припливу, виявлення інтервалів тріщин після проведення ГРП або отворів ГПП).
Порівнюючи профілі припливу чи поглинання рідини при різних режимахроботисвердловин, можназробитиважливівисновкипрохарактер фільтрації рідини та визначити оптимальні режими роботи видобувних та нагнітальних свердловин.
Глибинні дебітоміри (для видобувних свердловин) та витратоміри (для нагнітальних свердловин) є, переважно, дистанційними приладами, покази яких передаються на поверхню по одножильному кабелю і реєструються на вторинних приладах.
Більшість дебітомірів (типу РГД-2М, РГД-Зб, Кобра-36) обладнуються спеціальними пакерами, з допомогою яких весь вимірювальний потік проходить через прилад та його чутливий елемент. Переважно чутливими елементами є турбінки, які обертаються потоком рідини. Частота обертів перетворюється в електричний сигнал з допомогою магнітного переривача. На поверхні швидкість обертання турбінок дебітомірів (витратомірів) вимірюються частотомірами та лічильниками імпульсів струму.
В практиці досліджень застосовують також і комплексні глибинні прилади (Потік-4), які одночасно вимірюють дебіт, обводненість, тиск та температуру.
Контрольні питання до лекції 18
1 За якою наближеною формулою визначається зміна температури за рахунок дросельних процесів у свердловинах?
2 Якому закону підпорядковується зміна температури висхідного нафтового потоку в межах декількох продуктивних горизонтів?
3 Що таке “геотерма”? Як її отримують?
4 Поясніть вплив процесу змішування потоків на загальну температуру суміші, що поступає з свердловини?
5 Поясніть термограму, яку отримано при наявності декількох
279
продуктивних пропластків?
6Які методи необхідно застосовувати в процесі проведення гідродинамічних досліджень видобувних та нагнітальних свердловин? Що вони передбачають?
7Що являють собою методи дослідження характеру припливу та поглинання рідини з допомогою глибинних витратомірів та дебітомірів?
8Що таке “дебітограма”? Як її отримують?
9Які Ви знаєте глибинні дебітоміри? Дайте їм характеристику.
280