Материал: Исследование нефтяной скважины на приток

Строго говоря, абсолютно установившиеся условия в реальной практике трудно представить в силу того, что залежь эксплуатируется большим количеством интерферирующих скважин, режимы работы которых также меняются по целому ряду причин. Поэтому при исследовании скважин на стационарных режимах фактически принимается гипотеза квазистационарности режимов работы.

Известно, что основные потери энергии при движении продукции к скважине имеют место в призабойной зоне. Поэтому при исследовании рассматриваемым методом мы получаем данные, касающиеся, в основном, призабойной зоны скважины (так как процесс перераспределения давления в удаленных областях может быть очень длительным).

Таким образом, при проведении этих исследований могут быть определены характеристики только призабойной зоны скважины и процессов, протекающих в ней.

2.3 Техника и технология исследований

Технология исследования заключается в измерении забойного давления Р_заб в скважине и соответствующего этому давлению дебита Q, а также величин устьевого Р_у и затрубного Р_затр давлений. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.

Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах; при этом для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измерения давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуществляется манометрами; при этом для измерения забойного давления применяются специальные глубинные манометры, спускаемые на забой скважины на проволоке или на колонне насосно-компрессорных труб (лифтовые манометры). Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления.

Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр. Для специальных исследований, например, через затрубное пространство применяются малогабаритные манометры, диаметр которых не превышает 22 мм.

Рисунок 1 - Бланк регистрации забойного давления геликсным манометром при исследовании скважины методом пробных откачек. Исследование проведено на пяти режимах

Кроме глубинных манометров, при исследовании скважин применяются глубинные термографы, глубинные расходомеры, а также глубинные комбинированные приборы типа аппарата «Поток».

Современные механизированные установки для добычи нефти содержат в погружном агрегате встроенную постоянно действующую измерительную систему, передающую информацию на поверхность. При этом фиксируемые параметры измеряются на глубине спуска погружного агрегата, а не на забое.

Следует отметить, что при невозможности измерения забойных давлений, можно проводить исследование скважины, замеряя затрубное давление и динамический уровень. Замер динамического уровня производится методом создания упругого импульса в затрубном пространстве скважины. При необходимости эти измеренные величины могут быть пересчитаны в забойные давления.

2.4 Интерпретация результатов исследования

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е. Q = f(ДP), Q = f(P_заб).

На рисунке 2 представлены типичные индикаторные диаграммы. Как видно из рисунка 2, индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными (1 - рисунок 2а), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирования пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флюидов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1-рисунок 2а) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

      (3)

      (4)

где Q - дебит нефти (м³/сут), k - коэффициент проницаемости (д.ед.), h - эффективная толщина (м), R_к - радиус контура питания (м), r_c - радиус скважины, - депрессия,  - пластовое давление (Па),  - забойное давление.

По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа.

Рисунок 2 - Типичные индикаторные диаграммы скважин: а - в координатах Q = f(ДP); б - в координатах Q = f(P_заб)

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2 - рисунок 2а), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3 - рисунок 2а), могут быть получены в следующих случаях:

увеличение притока при повышении ДР за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.;

самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;

некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии, приведенные на рисунке 2а, могут быть описаны уравнением следующего вида:

                                          (5)

где к - коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м³/(сут·МПа), если дебит измеряется в м³/сут, а давление - в МПа, n - показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Уравнение (5) называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 2 а: линейной 1 - показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 - показатель степени n < 1; вогнутой к оси дебитов 3 - показатель степени п > 1.

При n =1 выражение (5) запишем в виде:

                                                  (6)

где К_пр - коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи (3) через К_т.пр:

       (7)

и назовем этот параметр теоретическим коэффициентом продуктивности скважины, который имеет размерность м³/(с Па). Тогда уравнение Дюпюи перепишется в виде:

                                                        (8)

Таким образом, из сравнения (6) и (8) вытекает, что коэффициент продуктивности данной скважины К может изменяться во времени при изменении k, h, м и R_к.

Если исследование проводится с измерением уровня жидкости в затрубном пространстве, то выражение (3.7) можно записать так:

                                                      (9)

где К'_пр - коэффициент продуктивности скважины, измеряемый на 1 м снижения уровня, м³/(сут·м);

Н_дин - динамический уровень, м;

Н_ст - статический уровень, м.

Сравнение фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин проводят с использованием так называемого удельного коэффициента продуктивности К_уд, вычисляемого как коэффициент продуктивности K_пр (K_т.пр), отнесенный к толщине пласта h

         (10)

при этом размерность К следующая: м³/(сут МПа м).

Таким образом, коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания.

3. Расчетная часть

Задание

Используя результаты исследования фонтанной безводной нефтяной скважины, представленные ниже, рассчитать коэффициенты А и В и записать уравнение притока нефти в данную скважину. Давление насыщения =8,29 МПа.

Таблица 1 - Исходные данные

5

1

2

3

4

Дебит нефти, т/сут

0

31

68

92

135

Забойное давление, МПа

20

18,5

15,8

13,7

8,5

Пластовое давление, МПа

20

20

20

20

20

Депрессия, МПа

0

1,5

4,2

6,3

11,5

Др/Q

-

0,0484

0,0618

0,0685

0,0852

Решение

Уравнение притока жидкости в скважину имеет вид

    (11)

где А - коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, (сут·МПа)/т; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (МПа·сут²)/т².

По результатам исследования строим индикаторную линию скважины (рисунок 3).

Рисунок 3 - Нелинейная индикаторная линия скважины

Индикаторная линия нелинейна и выпукла к оси дебитов. Такая индикаторная линия получается:

в случае фильтрации однофазной жидкости, когда нарушается закон Дарси;

- в случае двухфазной фильтрации (фильтрации жидкости со свободным газом).

Сопоставляя замеренные забойные давления на различных режимах работы скважины и сравнивая их с давлением насыщения  делаем вывод, что в процессе исследования забойные давления выше давления насыщения. Это свидетельствует о том, что фильтрация нефти в пласте однофазная (отсутствует газовая фаза в свободном состоянии).