Последовательность проведения исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах
Установившийся режим работы скважины – это режим работы скважины, при котором в течении продолжительного периода времени ее забойное давление и приемистость (дебит скважины) остаются постоянными.
Целью исследования нефтяных добывающих скважин при установившемся режиме работы является определение режима процесса фильтрации нефти в призабойной зоне пласта, определение гидропроводности, а также продуктивности и проницаемости призабойной зоны пласта. Основными задачами данных исследованию является нахождение зависимостей между депрессией на пласт и дебитом скважины, а также между дебитом скважины и забойным давлением. Исследование нефтедобывающих скважин состоит из трех этапов:
Статья: Обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах
- Установление нескольких режимов работы скважины.
- Замер всех необходимых параметров.
- Заполнение таблицы.
- Обработка и интерпретация полученных данных.
Изменение режима работы нефтедобывающей скважины может осуществляться двумя способами. Первый способ предусматривает установку штуцеров на устье скважины в выкидной линии, при условии ее эксплуатации фонтанным способом. Второй способ заключается в изменении режима работы насосов. Режим работы штанговых насосов изменяется при помощи изменения числа качаний или длины хода штока, а также одновременного изменения числа качаний и длины хода штока. Для изменения режима работы электрических центробежных насосов осуществляется при помощи уменьшения или увеличения противодавления на устье скважины (при помощи смены штуцера или прикрытия задвижки на выходе). Режим работы нагнетательных скважин изменяется устройств, которые регулируют работу насосной станции.
На втором этапе измеряют показатели таких параметров как газовый фактор скважинной продукции, дебит нефти, объем выносимой воды, внутрипластовое давление, количество выносимого песка, давление на забое скважины. Дебит нефти измеряется объемным методом, пластовое давление представляет собой как средневзвешенное по всему пласту при помощи замера в пьезометрических и простаивающих скважинах. Забойное давление может определяться двумя способами - расчетным и прямым.
На третьем этапе заполняется таблица, которой отражены пластовое давление, давление на забое скважины и другие параметры по каждому из четырех режимов.
Обработка и интерпретация данных исследований нефтедобывающих скважин при установившемся режиме
Дебит нефти – это объем нефти, который стабильно поступает на поверхность в единицу времени.
После завершения исследований скважин при установившемся режиме строятся графики зависимости дебита скважин от забойного давления или от депрессии (разница между пластовым и забойным давлением). Обе диаграммы строятся при условии эксплуатации скважин при относительно больших депрессиях (от 0,5 до 1 МПа). При меньших показателях депрессии график зависимости дебита от забойного давления не строится. Пример индикаторной линии зависимости дебита от забойного давления изображен на рисунке ниже.
Рисунок 1. Зависимость дебита от забойного давления. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Забойное давление, через некоторое время после остановки скважины, становится равным среднему пластовому давлению, которое устанавливается на круговом контуре с радиусом равным 0,5 от среднего расстояния между исследуемой скважиной и ближайшими к ней. Данная индикаторная линия используется оценки величины внутрипластового давления, определяемое при помощи продолжения линии до ее пересечения с осью ординат, что соответствует нулевому дебиту, то есть скважина не работает.
Пример индикаторной диаграммы зависимости дебита скважины от депрессии изображен на рисунке ниже.
Рисунок 2. Зависимость дебита скважины от депрессии. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Построение данной диаграммы основано на определении коэффициента продуктивности скважины, который рассчитывается по формуле:
Рисунок 3. Формула. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
При линейной зависимости коэффициент продуктивности представляет собой величину постоянную, которая равна тангенсу наклона индикаторной линии по отношению к оси абсцисс (ось дебита). Благодаря определению коэффициента продуктивности становится возможным определить и другие параметры, например, проницаемость пласта в призабойной зоне и коэффициент гидропроводности.
Индикаторные диаграммы не всегда бывают прямыми, их искривление характеризует характер фильтрации в призабойной зоне. Она может осуществляться по линейному закону Дарси, нелинейному закону Дарси, а также фильтрация может происходить при нарушении линейного закона Дарси, чему может быть три причины.
- Раскрытие микротрещин в горной породе и изменение проницаемости, из-за изменения забойного давления.
- Превышение скорости фильтрации в призабойной зоне пласта.
- Образование вокруг скважин двухфазной фильтрации (газ + нефть).
Протекание фильтрации по нелинейному закону может происходить по двум причинам: некачественные измерения при исследовании скважины, а также неодновременное вступление в работу разных пропластков и прослоев.
