Как найти коэффициент продуктивности скважины

Коэффициент продуктивности скважин:

• количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
•  это отношение дебита скважины к депрессии. 

Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти и газа.

Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. 
Не менее 4 раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. 
При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. 
Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Определяют величину депрессии на пласт. 
Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта.
Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу).
Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления.

Исследование скважин — комплекс работ по: 

• установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину 
• 
  определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне 
• 
  отбору глубинных проб нефти 
• 
  измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней 
• 
  контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

Косвенные методы исследования скважины на приток:

• замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами — эхолотами.

В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. 
Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью.
Измеряя расстояние между 2^мя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

• 
  Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
• 
  Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
• Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) — расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
• Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования. 
• Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин. 

Виды индикаторных диаграмм

• Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
• Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
• Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
• Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей. 

Определение коэффициента продуктивности скважин

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют:

• коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), 
• подвижность нефти в ПЗП, 
• гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Продуктивность по нефти
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Приток
жидкости из пласта к скважине определяется
формулой притока:

(1)

;n– показатель степени
фильтрации, для линейной фильтрацииn=1

— пластовое и забойное давление, МПа.

;
(2) формула Дюпюи

Где k– коэффициент
проницаемости,

h– вскрытая мощность
пласта, м

μ – вязкость нефти в пласте,

— радиус контура питания, м

– радиус скважины, м.

При линейной фильтрации

Учитывая формулу (2) —
(3) формула Дюпюи для

радиального установившегося притока
в скважину однородной жидкости:

Формула справедлива для совершенной
скважины, т.е. в которой продуктивный
пласт вскрыт ею на полную толщину, а
сообщения пласта со стволом скважины
производится через открытый забой в
условиях плоско-радиальной фильтрации.

В действительности же скважины в большей
части гидродинамически несовершенны.

Иногда скважины имеют открытый забой,
но вскрывают лишь часть пласта. Такие
скважины будут несовершенными по степени
вскрытия.

В большинстве случаев скважины вскрывают
пласт на всю его мощность, но сообщаются
с пластом через ограниченное число
перфорационных отверстий в эксплуатационной
колонне. Такие скважины называются
несовершенными по характеру вскрытия
пласта.

Часто встречаются скважины несовершенные
и по степени и по характеру вскрытия
пласта.

Несовершенство скважин влечет за собой
появление дополнительных фильтрационных
сопротивлений, возникающих в призабойной
зоне у стенок скважины в результате
отклонения геометрии течения жидкости
от плоскорадиального потока, а так же
в результате сгущения линий тока у
перфорационных отверстий.

Гидродинамическое несовершенство
скважин учитывается введением в формулу
(3) дополнительного сопротивления в виде
безразмерных коэффициентов:

(4)(5)

— коэффициент не совершенности скважины
по степени вскрытия

– коэффициент не совершенности по
характеру вскрытия

По формуле (5) можно заранее спроектировать
дебит конкретной скважины при известных
значениях входящих в неё величин. На
практике коэффициент продуктивности
скважины определяется на установившихся
режимах её работы. Установившимся
режимом называется режим работы скважины,
когда её последующий измененный дебит
или забойное давление будут отличаться
не более, чем на 5% в течение заданного
периода. Из формулы (3) можно написать:

(6)

Где Q– дебит скважины;k– коэффициент проницаемости пласта,;h– мощность пласта, м;

μ – вязкость жидкости,
;— радиус контура питания, м;– радиус скважины, м.

При расчете
принимают
равным половине расстояния между
соседними скважинами и— радиус долота, которым бурилась скважина
в зоне продуктивного пласта. Давлениеопределяют путем измерения забойного
давления в закрытой скважине, когда
давление восстановилось. Забойное
давление— давление на забое скважины во время
её эксплуатации. Задаваясь различными
произвольными значениямии решая уравнение (6) относительно(при)
получаем характер изменения давления
вокруг скважины при установившемся в
ней притоке.

Эта
логарифмическая кривая изменения
давления показывает, что в процессе
эксплуатации скважины вокруг её
образуется как бы воронка депрессии,
в пределах которой градиент давления
резко возрастает по мере приближения
к скважине. Значительная часть общего
перепада давления в пласте расходуется
в непосредственной близости от скважины:
по мере удаления от скважины кривые
градиентов давления выполаживаются
вследствие резкого уменьшения скоростей
фильтрации на далеких расстояниях от
скважины.

Соседние файлы в папке Снарев тт

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

  08.06.20152.64 Mб71Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.doc

• #

Виды индикаторных диаграмм

Использование индикаторных диаграмм позволяет:

1. Установить норму отбора жидкости или газа.
2. Установить объем закачки рабочего агента.
3. Исследовать изменения изменение проницаемости в призабойной зоне.
4. Определить продуктивность скважины.

Пример типичных индикаторных диаграмм изображен на рисунке.

Как видно из рисунка индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными, вогнутыми или выпуклыми по отношению к оси дебитов. Форма индикаторных диаграмм зависит от происхождения фильтрующих флюидов, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования, от режима фильтрации, от режима дренирования пласта, от неустановившихся процессов в пласте.

Прямолинейная индикаторная диаграмма получается только в том случае, если режим дренирования соответствует режиму вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, для которого справедливо уравнение Дюпюи:

где, Q – объемный дебит скважин; Рпл – среднее пластовое давление; Рзаб – забойное давление; Rк – радиус кругового контура; h – эффективная толщина коллектора; k – проницаемость горной породы; u – динамическая вязкость.

Прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси (из-за роста депрессии). Также искривление может быть связано с с неустановившимся процессом фильтрации. Выпуклые индикаторные диаграммы по отношению к оси дебитов свойственны для режимов истощения. Вогнутые диаграммы по отношению к оси дебитов могут быть в следующих случаях:

1. Увеличение притока при повышении разниц пластового и призабойного давлений, по причине подключения ранее наработавших пропластков или трещин.
2. Самоочистки призабойной зоны из-за увеличения депрессии и снижения фильтрационных сопротивлений.
3. Некачественно проведенных исследований.

Все индикаторные диаграммы (на рисунке) могут быть описаны следующим уравнением:

$Q = k •{(Р_{пл} – Р_{заб})}^n$

где, k – коэффициент пропорциональности; n – показатель степени, который характеризует режим и тип фильтрации (его значение зависит от вида диаграммы).

Исследования для определения коэффициента продуктивности скважин

Коэффициент продуктивности скважин может быть определен в результате различных видов исследований скважин: геофизические, гидродинамические, дебитометрические, термодинамические.

Гидродинамические исследования могут проводиться несколькими методами. Построение индикаторных скважин относится к исследованиям скважин при установившихся режимах. Исследования при неустановившихся режимах подразумевает построение кривой восстановления давления и кривой падения давления. Еще одним гидродинамическим исследованием является гидропрослушивание.

Суть дебитометрических исследований заключается в изучении профилей поглощения и притока, а также измерении расхода газа и жидкости по всему пласту. Термодинамические исследования скважин основаны на сравнении геотермы (температура поля Земли) и термограммы (изменение температуры в стволе скважины) эксплуатируемых скважин. Геофизические методы исследования включают в себя методы, целью которых является определение характера газа-, нефте- и водонасыщенности горных пород (каротаж и т.п.)

Определение коэффициента продуктивности скважин по индикаторной диаграмме

При определении коэффициента продуктивности по индикаторной диаграмме в первую очередь несколько раз изменяют режим работы скважин (от 4 до 10 раз). При каждом режиме определяют параметры:

$ {«Q}_1 — ΔP_1 = P_{пл} – Р_{заб1} «…{» Q} _n –{(ΔP)}_n = Р_{пл} – Р_{забn}»$

По полученным результатам строится индикаторная диаграмма в координатах Q (дебит скважины) и ΔР (разница пластового и призабойного давлений). Потом проводится качественная интерпретация индикаторной диаграммы. Рассмотрим пример с простой прямолинейной диаграммой, изображенной на рисунке.

По индикаторной диаграмме находят две произвольные точки, у которых координаты будут $ΔР_1 , Q_1 и ΔР_2, Q_2$ и определяется коэффициент продуктивности скважин по формуле:

$ K= (Q_2 – Q_1) / (ΔP_1 — ΔP_2 )$ , $м^3/{сутМПа}$

Кроме коэффициента продуктивности скважин по индикаторной диаграмме могут определяться такие величины, как коэффициент проницаемости пласта в призабойной зоне, коэффициент подвижности жидкости в пласте, коэффициент гидропроводности пласта.