Методы исследования нефтяных скважин при установившихся притоках

          Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное  учреждение высшего  профессионального  образования

«Тюменский  государственный нефтегазовый университет»

Институт  Нефти и Газа 
 
 

Кафедра «Разработки и

Эксплуатации  нефтяных и 

Газовых месторождений» 
 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

По курсу  “ Подземная гидромеханика ”  
 
 
 

Тема: “Методы исследования нефтяных скважин при установившихся притоках”. 
 
 
 
 
 
 
 

Работу  выполнил студент группы НРГ-00-0                                                           

*************************** 

Работу  проверил руководитель *********** 
 
 
 
 
 

Тюмень 2010 г.

СОДЕРЖАНИЕ.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ.

     При разведке и разработке  нефтяных месторождений необходимо иметь достаточные представления о гидродинамических или, как их называют, фильтрационных свойствах водоносной и нефтеносной частей пласта, которые позволяют осуществлять постоянный контроль за разработкой залежи в целом и рационально эксплуатировать каждую нефтяную или нагнетательную скважину в отдельности.

     В настоящее время для изучения  гидродинамических свойств пластов  нефтяных и газовых месторождений используют различные методы, основными из которых являются:

лабораторные  исследования образцов горных пород  и пластовых жидкостей и газа;

геофизические методы исследования разрезов скважин  различными методами каротажа;

гидродинамические методы исследования скважин и пластов; термодинамические  методы исследования скважин.

    Недостаток первых двух методов  исследования заключается в том, что они позволяют получить данные о характеристике только очень небольшой части пласта по сравнению с общим обширным  его  простиранием.  Кроме того,  при  бурении скважин наибольшие изменения свойств пласта, в том числе и фильтрационных,   происходят   в  околоскважинной  зоне.   Эти   изменения  обусловлены   изменением давления   и температуры,  механическим     воздействием    долота   и    проникновением, самой буровой жидкости или ее фильтрата в пласт.

   Гидродинамические     и    термодинамические     исследования , скважин   позволяют   получать   информацию   о   коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов как всей площади, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей.

   Параметры пластов определяют  по данным о дебитах жидкости  и газа в зависимости от давления на забоях или по изменению забойных давлений или дебитов скважин во времени.

    В настоящее время применяют  следующие методы исследования скважин: 

   1) метод установившихся отборов;

   2)   метод исследования  при  неустановившемся режиме работы скважины;

    3)  исследование профиля приемистости или продуктивности скважин.

   Чтобы   иметь  более  полное  представление о  фильтрационных   характеристиках   пласта,   необходимо   сопоставить   параметры, полученные при использовании всех методов исследования скважин и пластов (лабораторных, геофизических и гидродинамических). 

1.ИССЛЕДОВАНИЯ  СКВАЖИН  НА  ПРИТОК  (ПРИЕМИСТОСТЬ) ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

 

      Этот метод проводят для исследования  всех без исключения скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных), эксплуатируемых фонтанным, газлифтным и насосным способами. Сущность этого метода заключается в определении зависимости дебита (приемистости) скважины Q от перепада пластового и забойного давлений р при установившихся режимах работы скважины (рис. 1, а). Такие зависимости называются индикаторными диаграммами (линиями). За пластовое давление пл принимают значения динамического пластового давления, установившегося в пласте между работающими скважинами. Для построения индикаторной диаграммы необходимо иметь не менее двух-трех точек. Точка в начале координат получается, когда заб пл, т. е. скважина остановлена.

    Как видно из рисунка, индикаторные  диаграммы могут быть прямолинейными, выпуклыми или вогнутыми по  отношению к оси дебитов в  зависимости от режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта. Индикаторная диаграмма прямолинейной формы / получается в том случае, если режим работы залежи напорный и в пласте установилась фильтрация однородной жидкости по линейному закону Дарси. При этом приток жидкости к забою скважины выражается уравнением Дюпюи

                  (1.1)

      Если обозначить

                              (1.2)

то уравнение (1.1) примет вид

Q = К ( ) = К .             (1.3)

    Коэффициент К называется коэффициентом продуктивности скважины

К = .              (1.4)

т. с. коэффициент  продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины (в т) на 1 МПа перепада давления.

   Максимально возможную производительность  скважины при р_заб = 0 называют потенциальной. Отбор жидкости, близкий к потенциальному дебиту, возможен только при условии, что в скважине имеется зумпф (углубление скважины ниже нижнего интервала перфорации). Противодавление на пласт при этом можно поддерживать равным атмосферному и даже ниже его.

      При соблюдении линейного закона фильтрации жидкости на всех режимах работы скважины коэффициент продуктивности является величиной постоянной.

Индикаторные .диаграммы выпуклой формы к оси  дебитов (см. рис. 1, а, кривая 2) характеризуют нелинейный закон

Рис.  1. Индикаторные диаграммы фильтрации однородной жидкости в пласте. 

     Такие диаграммы характерны также  для скважин, эксплуатирующих нефтяные залежи, приуроченные к трещиноватым коллекторам. Со снижением забойного давления возрастают инерционные силы, уменьшается раскрытость трещин в соответствии с возрастанием сопротивления призабойной зоны пласта. В результате проявления инерционных сил, снижения проницаемости трещин или одновременного проявления обоих факторов с ростом депрессии давления индикаторная линия искривляется, (становится выпуклой к оси дебитов). Приток жидкости к забою скважин при этом можно выразить параболическим уравнением

.                         (1.5)

где п — показатель фильтрации.

    При нелинейном законе фильтрации  коэффициент продуктивности К — величина переменная, зависящая от депрессии.

     Индикаторная линия, которая сначала  является прямолинейной, а затем становится выпуклой к оси дебитов, получается в том случае, когда сначала при малых депрессиях фильтрация жидкости в призабойной зоне пласта происходит на основе линейного закона, а по мере увеличения перепада давления скорости движения жидкости увеличиваются и фильтрация происходит при нелинейном законе.

     Индикаторные линии вогнутой формы к оси дебитов (см, рис. 1, а, кривая 3) могут получаться при исследовании скважин на неустановившихся режимах их эксплуатации. В этом случае исследования скважин необходимо повторить.

       Получение индикаторных линий  при исследовании скважин на  установившихся режимах их работы объясняется следующими причинами:

        1) поочередным включением в работу  более низкопроницаемых участков пласта или пропластков по мере увеличения депрессии на пласт;

       2) увеличением проницаемости пород  пласта по мере очистки лорового  пространства при больших скоростях фильтрации жидкости;

       3) раскрытием или смыканием трещин  призабойной зоны лри изменении забойного давления при переходе от одного режима работы скважины на другой (это характерно для нагнетательных скважин);

        4) исследованием скважин месторождений  с неньютоновскими нефтями (параметры пласта и скважины рассчитываются по специальной методике).

         Установлено, что параболические  формулы типа (1.5) для уравнения  притока не совсем точно характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильнее пользоваться двучленной формулой для градиента давления

.        (1.6)

где — падение давления на участке длиной х; — вязкость нефти; k — коэффициент проницаемости; — скорость фильтрации; b — коэффициент, зависящий от геометрии пористого пространства и плотности фильтрующейся среды.

    Уравнение (1.6) имеет следующий  смысл. При движении жидкости  перепад давлений на каком-либо  участке затрачивается на преодоление сил трения и инерции жидкости и газа, которые возникают вследствие извилистости поровых каналов. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции. При небольших скоростях фильтрации силы инерции малы, потери давления практически определяются только силами трения. Таким образом в уравнении (1.6) основную роль играет первый член, т. е. движение происходит при линейном законе фильтрации. Отсюда следует, что нелинейность индикаторной кривой можно объяснить значительным увеличением второго члена уравнения. Это соответствует большим скоростям фильтрации.

    Поскольку   скорость   фильтрации   пропорциональна    дебиту  скважины,  двучленному  закону  фильтрации   (1.6)   соответствует  следующее уравнение индикаторной  линии:

.              (1.7)

где А,  В — коэффициенты,  постоянные для   данной   нефтяной скважины; Q —дебит нефти.

Уравнение (1.7) можно записать в виде

.             (1.8)

График  этого уравнения представляет прямую линию с отрезком А, отсекаемым  от оси ординат, и тангенсом угла  наклона а (см. рис. 1, б).        

       По данным исследования скважин, при установившихся режимах можно определить коэффициент проницаемости, который является средним между проницаемостью удаленной зоны пласта и призабойной зоны и больше характеризует состояние призабойной зоны пласта. Поэтому этот коэффициент проницаемости в отличие от коэффициента проницаемости удаленной зоны условно назвали «средним» коэффициентом проницаемости

.                      (1.9)

где — вязкость жидкости в пластовых условиях; h — толщина продуктивного пласта; K— коэффициент продуктивности; — радиус контура питания; r_с — радиус скважины. При расчетах R_K можно приближенно принять равным среднему значению половины расстояний между соседними скважинами.

        Если   провести  исследование   скважины   до  и   после   обработки (например, кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта   и др.),   по   изменению   коэффициента    продуктивности можно судить об эффективности этих обработок. При прорыве пластовых вод увеличение отбора  воды  приводит к уменьшению коэффициента продуктивности, так   как при   этом   уменьшается   фазовая  проницаемость  для   нефти.   А  при    прорыве в скважину посторонних вод коэффициент продуктивности, остается неизменным.

    При эксплуатации нефтяных скважин  уменьшение коэффициента  продуктивности указывает на  кольматаж  призабойной  зоны   парафином   и   асфальтосмолистыми   отложениями   (если газовый фактор постоянен и отсутствуют вода и песок в продукции скважин).  При эксплуатации  нагнетательных скважин уменьшение  коэффициента    приемистости   во  времени  обычно вызывается  закупориванием пор и трещин  призабойной зоны эмульгированной нефтью, отложениями железа, ила и другими веществами, содержащимися в закачиваемой воде в виде примесей.

2. ФОРМЫ КРИВЫХ   ВОССТАНОВЛЕНИЯ  ДАВЛЕНИЯ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

 

       При сохранении условий, отмеченных в начале главы 2, теоретический график восстановления забойного давления получается с угловым коэффициентом i и отрезком А, отсекаемым от оси ординат, по которому можно определить коэффициент проницаемости пласта, степень загрязненности призабойной зоны пласта или гидродинамическое несовершенство как по характеру, так и по степени вскрытия пласта.