Исследование фонтанных скважин

Базой исследования на приток скважин, вне зависимости от способа разработки, является сформулированное для конкретной скважины в текущий период ее работы уравнение притока жидкой среды:

Fig31

Анализ скважин на приток выполняется двумя методами:

  1. Методом прослеживания давлений или уровней.
  2. Методом установившихся отборов или пробных откачек.

Методом прослеживания давлений или уровней состоит в том, что в скважине подливом жидкости или её отбором повышают или понижают уровень жидкой фазы относительно статического уровня, выводя скважину из равновесного состояния. После чего, подлив или отбор жидкости прекращается и отслеживается изменение во времени положения уровня жидкой фазы в скважине или давления в забое.

Сущность этого процесса состоит в следующем. Уровень жидкой фазы в скважине снижается, а давление на забой при этом становится меньше пластового, вследствие чего начинается перемещение жидкости в скважину из пласта. После остановки отбора жидкая фаза из пласта не прекращает поступать в скважину, вызвая рост уровня в ней. Повышение уровня приводит к следующему: повышается давления на забой, уменьшается депрессия (перепад пластового и забойного давлений) и в итоге снижется приток жидкой фазы из пласта. Скорость подъема уровня уменьшается и система становится близкой к статическому состоянию. Темп подъема уровня, следовательно, будет зависим от значения коэффициента продуктивности анализируемой скважины.

По величине отбора и давления в забое при данном отборе с учётом изменения с течением времени выполнив расчеты можно сформулировать уравнение притока жидкости.

Метод пробных откачек при установившихся отборах заключается в следующем.

Выполняют одновременное измерение дебита и давления в забое скважины при установившемся режиме, после чего режим работы скважины изменяется, т.е. меняется величина отбора жидкой фазы, и после стабилизации нового режима работы скважины снова одновременно выполняют замер дебита и забойного давления. Несколько подобных манипуляций (не менее 3) позволит установить как зависит дебит скважины от давления в забое, т.е. сформулировать уравнение притока.

Для фонтанных скважин метод пробных откачек для анализа явлется наиболее применимым.

Полученные данные позволяют выполнить построение графика зависимости между притоком жидкости или газа и значением депрессии (перепадом пластового и забойного давлений). Такая зависимость называется индикаторной диаграммой. По данной диаграмме при посредством расчёта определяются продуктивность скважины и параметры пласта. Построение индикаторной диаграммы выполняют в прямоугольной системе координат. Величины депрессии давления/забойных давлений откладываются на вертикальной оси, а суточные дебиты скважин в [т] или [м3] - на горизонтальной оси. На график наносятся действительные результаты измерений.

Точка пересечения осей депрессии и дебита показывает равенство забойного и пластового давлений:

Fig32
Fig33
поэтому притока нет и дебит скважины = 0.

На рисунке ниже отражено построение индикаторной диаграммы.

Fig34

На пересечении линии дебита с линией, которая соответствует депрессии, получаем точку индикаторной кривой. Исходя из графика, расположенные подобным образом в системе координат действительные точки размещаются на прямой, которая называется индикаторной линией. Это значит, что во всем диапазоне анализа скважины применим линейный закон фильтрации жидкой фракции в пласте и зависимость между депрессией давления и дебитом имеет прямолинейный характер. В таком случае зависимость нефтеотдачи скважины от депрессии будет выражена формулой:

Fig35
где Q  -  дебит жидкости, т/сут
K  -  коэффициент продуктивности, т/сут/(МН/м2)
Δp  -  депрессия, или перепад пластового и забойного давлений, МН/м2

Величина коэффициент продуктивности K демонстрирует, сколько тонн жидкой фазы может произвести скважина за единицу времени, если снизить забойное давлени на 1 МН/м2 (или 0,1 МН/м2).

Коэффициент продуктивности находится по индикаторной кривой из уравнения разности от деления длины отрезка 0—I по горизонтальной оси на длину отрезка 0-1 по вертикальной оси или идентично отрезкам I—II и 1—2.

Уравнение притока газа и жидкости к забою скважин записывается и по другому:

Fig36
если принять, что a = 1 / K.

Линейная функция дебита от депрессии не соблюдается при повышенной производительности скважин по причине изменения характера фильтрации жидкой фазы близко к забою скажины.

Индикаторная линия формируется вогнутой или выпуклой к оси производительности. Для индикаторных линий, изображенных на рисунке ниже, можно найти общие зависимости в виде:

Fig37
Fig38

Если n = 1, то зависимость между производительностью и депрессией (pпл - pзаб) прямолинейная (линия 1); это значит, что во всем диапазоне изменений забойного давления постоянен линейный закон фильтрации жидкой фазы.

Если n меньше 1, то зависимость между производительностью и депрессией будет выражена выпуклой кривой (линия 2); это значит, что фильтрация в призабойной зоне осуществляется по нелинейному закону, а это характерно для газонапорного режима или большого дебита. В таком случае коэффициент продуктивности является величиной не постоянной, уменьшающейся с ростом депрессии.

Если n > 1, то зависимость между производительностью и депрессией будет выражена вогнутой линией (линия 3); подобные кривые являются следствием неустановившихся капиллярных явлений в пласте, возникающих при сочетании ряда условий движения жидкой фазы в мелкопористой среде. Ввиду того, что вогнутые кривые свидетельсвует о неустановившемся режиме, то определение по ним коэффициента продуктивности невозможно.

По индикаторной кривой возможно определить производительность скважины для всех промежуточных значений забойного давления, спрогнозировать величину дебита при изменениях давления в пласте, а также делать выводы о характере перемещения жидкой фазы в призабойной зоне пласта.

Из зависимостей притока жидкости в скважину делаем вывод, что при pзаб = pпл производительность скважины Q = 0; при pзаб = 0 производительность скважины достигает максимума. Такой дебит определяется, как потенциальный; он характеризует максимум отдачи скважины при 100% отсутствии противодавления на пласт.

В большей части случаев индикаторные линии представляют собой выпуклые кривые, или же, имеющая в начале прямолинейный характер, линия переходит впоследствии в выпуклую. При подобных индикаторных линиях коэффициент продуктивности будет иметь переменное значение, разное для отдельных участков линии.

При условии, что pзаб > pнас (где pнас — давление насыщения газом нефти) и насосно-компрессорные трубы опущены до отметки верхних отверстий в фильтре, коэффициент продуктивности определится как:

Fig39
где Q1 и Q2  -  производительность скважины при работе на режимах I и II, м3/сут
pIзатр и pIIзатр  -  затрубные давления на устье скважины соответственно при режимах I и II, МПа

При условии, что pзаб < pнас (вне зависимости от уровня спуска насосно-компрессорных труб), коэффициент продуктивности определится как:

Fig40
где pIзаб и pIIзаб  -  забойное давление соответственно при режимах I и II, МПа

ЗАчастую при больших перепадах давлений линейный закон фильтрации не соблюдается, и прямолинейная индикаторная линия становится кривой. В подобных случаях коэффициент продуктивности вычисляют по прямому участку индикаторной линии. При этом анализируемая скважина должна производить однородную жидкую фракцию.

При добыче нефти насыщенной водой оборудуют индикаторные линии — 1 общую для всей жидкости, 1 для нефти и 1 для воды. Посредством этих линий определяются состав общей производительности при каждом режиме.

Если скважину анализировали при недостаточном диапазоне изменения перепада давления, для наладки рабочего технологического режима скважины потребуется экстраполяция индикаторных кривых. Прямолинейные индикаторные линии допустимо экстраполировать до 1,75Δpmax, а криволинейные — до 2,25Δpmax, где Δpmax — максимальное значение перепада давления, полученное при анализе.

Чтобы экстраполировать кривые индикаторные линии, а также непосредственно для наладки рабочего режима скважины по уравнению притока требуется вычислить коэффициент продуктивности скважины K, пластовое давление pпл и показатель степени n.

По данным анализа скважины при 3 разных режимах получим:

Fig41

Посредством совместного вычисления этих формул относительно n определяют:

Fig42
Fig43

Средняя величина:

Fig44

Пластовое давление pпл определяют заранее прямым измерением его глубинным манометром (после остановки работы скважины) или графическим способом определения точки пересечения индикаторной линии с осью давлений (при Q = 0).

Из формулы притока определится коэффициент продуктивности:

Fig45

Для повышения точности по аналогии с определением n наюдится средняя величина коэффициента продуктивности K.

Зная коэффициент продуктивности скважины возможно определить пьезопроводность пласта и коэффициент проницаемости.

Fig46
где K  -  коэффициент продуктивности скважины, см3/с/(кг/см2)
μ  -  вязкость нефти в условиях пласта, сП
Rк  -  половина средней дистанции между скважинами, м
rc  -  радиус забоя скважины (отсчёт по долоту), м
С  -  общий коэффициент гидродинамического совершенства скважин, м
h  -  эффективная мощность пласта,

Коэффициент продуктивности скважины K определяется по коэффициенту продуктивности с размерностью т/сут/(кг/см2) путем умножения на:

Fig47
где bн  -  объёмный коэффициент нефти,
ρн  -  плотность разгазированной нефти, т/м3

Определение коэффициента проницаемости по коэффициенту продуктивности допустимо только в условиях нефти, не содержащей свободной воды и при условии, что pзаб > pнас.

Основываясь на построенной индикаторной линии или вычисленном коэффициенте продуктивности скважины, учитывая заданную производительность определяется соответствующий рабочий режим скважины.

Одночленная формула притока жидкой фракции Q = K*Δp, которая выражается прямой индикаторной линией, актуальна только при линейном законе фильтрации. При наличии отклонений от линейного закона фильтрации будет получена индикаторная линия, имеющая выпуклость к оси дебитов. В подобных условиях следует применять двучленную формулу:

Fig48

Первый элемент этой завивисимости выражает потери напора, которые вызваны трением жидкой среды в порах пласта и зависят от производительности скважины и вязкости жидкости. Второй элемент выражает потери напора, которые обусловлены инерционностью жидкости и зависят от производительности скважины во второй степени и плотности жидкой среды.

Если режим не установившийся, то проводят анализ фонтанных скважин при помощи методома восстановления забойного давления. В этом случае после остановки работы скважины отслеживают темпы восстановления давления в забое с течением времени. Результаты мониторинга и вычисленные значения заносят в таблицу по следующему формату: точки наблюдений, время t, с, Δp. По собранным данным строится кривая восстановления давления в полулогарифмических координатах Δp и lg t и определяется наклон к оси абсцисс (угловой коэффициент) прямого участка этой кривой по 2 конечным точкам:

Fig49

Если пропорции на осях координат приняты произвольно, то геометрическая величина угла α может не соответствовать определенному наклону i. В подобном случае прямолинейный участок кривой нужно продлить до пересечения с осью ординат и найти длину отрезка.

Fig50
где χ  -  коэффициент пьезопроводности, см2
r0  -  приведенный радиус скважины, см

Коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания:

Fig51
где Q  -  производительность скважиныи, см3
b  -  объемный коэффициент нефти,
h  -  эффективная мощность пласта, см.

Из этой зависимости можно найти гидропроводность пласта:

Fig52

Приведенный радиус скважины опредлится как:

Fig53
Fig54
где χ  -  пьезопроводность пласта, см3
μ  -  вязкость нефти, сП
m  -  коэффициент пористости,
βж  -  коэффициент сжимаемости нефти, кг/см2
βп  -  коэффициент сжимаемости породы, кг/см2

Полученное значение приведенного радиуса скважины может превышать действительный радиус, если в призабойной зоне есть трещиноватость (полученная при перфорации или естественная) или каверны, которые образовались путем частичного выноса в процессе эксплуатации скважины песка.

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины:

Fig55

В ряде случаев при анализе скважины методом восстановления давления не получается получить в координатах p и lg t на графике прямой участок. Это происходит мз-за влияния на характер кривой восстановления давления остающегося во время остановки работы скважины притока жидкой среды под воздействием упругих сил пласта. В таком случае данные анализа скважины нужно обрабатывать дифференциальным или интегральным методом.



ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН