Определить коэффициенты проницаемости и гидропроводности пропластков, характеристику перетоков жидкости после остановки скважины, минимальный дебит, при котором не происходит поглощение жидкости.
Эффективная толщина пластов 15, 3 и 10 м. Радиус скважины гс = 0,15 м, RK = 300 м, скважина совершенна по степени вскрытия, обсажена колонной. Плотность перфорации во всех продуктивных пропластках одинакова, С2 = 5. Плотность дегазированной нефти 850 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 2 мПа-с, объемный коэффициент 1,25.
ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ ИНДИКАТОРНЫХ ЛИНИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Правильность выбора оборудования и режима работы скважины во многом определяется точностью построения индикаторной линии или вычисления коэффициента продуктивности. Для построения индикаторной линии замеряют дебит и забойное давление. Погрешность при измерении дебита существующими скважинными приборами находится в пределах 5 %. Точность замера дебита на групповых установках типа «Спутник» не намного выше. Погрешности в замерах забойных давлений ниже 1 % для манометра любого типа.
Если при исследовании скважины она работала не менее чем на трех режимах и режимы были установившимися, то при правильной обработке данных исследования погрешность в определении коэффициента продуктивности не должна превышать 10 %.
Об установлении режима судят по стабилизации дебита. Для этого последовательно три раза измеряют дебиты, и если разница между ними и средним их значением не выходит за пределы допустимой погрешности в замерах дебита, то считают, что режим установился. Время установления режима зависит от свойств пласта и насыщающих жидкостей. Определить его можно из уравнения распространения импульса давления в пористой среде или уравнения расширения воронки депрессии [28]
(2.21)
R = 2 .
47
Учитывая выражение для коэффициента пьезопроводности, получим *
; = Я2кр(тРж + Рс)/(46), (2.22)
где т — пористость пласта; рж — коэффициент сжимаемости жидкости; рс — коэффициент сжимаемости пористой среды.
Пределы значений коэффициентов сжимаемости нефтей, воды и горных пород следующие (в скобках средние величины):
Рн = (7 — 140) 10-*; (р„ = 10-10-*), МПа"1;
Рв = (2,7 - 5) • 10-*; (рв = 4,5 ■ 10“*), МПа-1; рп = 10“* МПа.
Задача 2.17. В процессе исследования изменен режим работы фонтанной скважины. Определить по результатам замеров дебит скважины после выхода ее на установившийся режим при следующих исходных данных: RK = 200 м, проницаемость пласта 0,1- 10-12 м2, пористость т = 20 %, скважина не обводнена, р,н = = 2 мПа-с, р„ = 10-3 МПа-1.
Решение. Пользуясь (2.22), оценим время установления режима. За коэффициент сжимаемости пористой среды примем коэффициент сжимаемости породы
^ = 2002-2-10—3 (0,2-10—9 -Ь 10 10)/(4-0,1 • 10-12) =60 000 с = 16 ч 40 мин.
Последовательно проведенные через 14 ч после смены штуцера замеры дали следующие дебиты: 120, ПО и 105 т/сут. Средний дебит 112 т/сут, а максимальное отклонение замеренной величины
от среднего значения больше 7% ( 12<^12 • 100 % ^- Точность
замера дебита на данной групповой 4 %, режим еще не установился.
По замерам, проведенным через 20 ч после смены режима, были получены дебиты 100, 105, 98 т/сут. Средний дебит 101 т/сут, максимальное отклонение меньше 4 %. Режим установился, и дебит равен 101 т/сут.
Фактическую погрешность при замерах дебита на данной групповой установке определяют также с помощью последовательных замеров дебитов скважин. При этом режимы работы как скважины, на которой осуществляются замеры, так и окружающих скважин должны быть наверняка установившимися, т. е. до замеров они работают без смены режима несколько дней.
Итак, погрешность при построении индикаторных линий и определении коэффициента продуктивности по данным исследования скважин лежит в пределах 10 %. Точность определения проницаемости призабойной зоны ([см. формулу (2.3)] гораздо ниже. При расчете проницаемости налагаются погрешности, связанные с условностью выбора значения RK (задача 2.7), и погрешности при
* Уравнение (2.22) является по существу формулой А. Чатаса с поправкой на сжимаемость пористой среды. К- Миллер с соавторами считают, что для полной стабилизации режима требуется время в 4 раза большее [29].
48
определении коэффициентов несовершенства скважины, особенно коэффициента несовершенства по характеру вскрытия. Поэтому в лучшем случае проницаемость может быть определена -с погрешностью до 20 %.
Но это кажущаяся проницаемость призабойной зоны, искаженная влиянием соседней, ненарушенной в процессе бурения и эксплуатации зоны пласта. Истинная проницаемость призабойной зоны может в несколько раз отличаться от рассчитанной по (2.3) и зависит от расстояния, на котором свойства пласта нарушены (см. задачи 2.4—2.6).
Малая точность при определении проницаемости призабойной зоны не основание, чтобы считать это бесполезным. Сравнение проницаемостей призабойной зоны и пласта дает возможность установить качественные изменения в призабойной зоне, а степень их отличия — показатель качества вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины. Сравнивая проницаемости призабойных зон скважин, изменение их по пропласткам и во времени, можно более обоснованно выбрать метод и интервал воздействия на призабойную зону в той или иной скважине.
Рассмотренная выше точность построения индикаторных линий или расчета коэффициента продуктивности не учитывает погрешности при определении забойного давления. Это можно делать при непосредственных замерах давления скважинными манометрами. При косвенных методах определения забойных давлений, которые мы рассмотрим ниже, погрешности могут быть значительными, что резко снижает точность построения индикаторных линий и определения коэффициентов продуктивности. Поэтому к косвенным методам нужно прибегать лишь в крайних случаях, когда забойное давление нельзя непосредственно измерить.
Фонтанный способ эксплуатации
При исследовании фонтанных скважин возможно использование трех косвенных методов определения забойного давления: расчет по устьевому давлению, по затрубному и динамическому уровням в затрубном пространстве.
Наиболее универсален первый метод. Его можно использовать для скважин с пакеровкой затрубного пространства и без; при - спуске НКТ до верхних отверстий перфорации и тогда, когда башмак НКТ находится высоко над забоем, при забойном давлении выше и ниже давления насыщения.
Зная устьевое давление, дебит скважины и диаметр НКТ, газовый фактор и обводненность продукции, свойства жидкостей и газа и пластовую температуру, по одной из многочисленных методик расчета движения газожидкостной смеси по трубам, некоторые из которых приведены в разделе 5, определяют давление на уровне башмака НКТ. Если НКТ спущены до верхних отверстий перфорации, то это и будет забойным давлением, приведенным к уровню верхних отверстий. Если между башмаком НКТ и уровнем приведения забойного давления расстояние большое, то проводятся по
49
дены ниже.
|
|
|
Q, м '/сут
|
Рзаб’ МПа
|
Ру, МПа
|
288,7
|
11,20
|
0,88
|
176,5
|
12,00
|
1,п
|
87,1
|
12,63
|
1,26
|
Рассчитать забойные давления по устьевым при различных режимах по методикам Ж- Оркишевского, А. П. Крылова — Г. С. Лу- тошкина, Ф. Поэтмана — П. Карпентера*. Расчетные забойные давления сравнить с измеренными, определить погрешность расчета.
Данные для расчетов: НКТ спущены до интервала перфорации, внутренний диаметр труб 62 мм, глубина скважины 1600 м, скважина не обводнена; плотность пластовой нефти 791 кг/м3, дегазированной 852 кг/м3; вязкость пластовой нефти 2,6 мПа-с, дегазированной 8,3 мПа-с; поверхностное натяжение на границе нефть — попутный газ о = 26 -10—3 Н/м; газовый фактор 60 м3/м3; давление насыщения 9 МПа; плотность газа 1,343 кг/м3; температура пласта 29 °С; температура на устье при Q = 288,7 м3/сут 20 °С.Задача 2.19. Построить индикаторную линию по данным исследования скважины методом установившихся отборов. Забойные давления рассчитать по методике Поэтмана—Карпентера по давлениям на устье. Дебиты по жидкости и соответствующие устьевые давления приведены ниже.