Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
261
Газосодержание нефти - количество газа растворенного в нефти,
т.е. объём газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при
снижении давления и температуры до стандартных условий (Р=10,1МПа,
Т=20ºС); обычно равен 25-100м
3
/т «G», (м
3
/т).
Газовый фактор - количество газа, приходящееся на одну тонну
нефти или жидкости «Г» (м
3
/т; м
3
/м
3
).
Коэффициент растворимости - показывает, какое количество газа
растворяется в единице объёма нефти при снижении давления на единицу.
С количеством растворенного газа связано различие физических свойств
нефти в пластовых условиях и на поверхности. Коэффициент
растворимости обычно изменяется в пределах: 0,4×10«
-5;-10
»1/Па. «а»,
(1/Па).
Усадка нефти - характеризует разницу между объемом пластовой
и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых
условиях. Для некоторых видов нефти усадка может быть 50% и более,
поэтому её учёт обязателен, «U», (%).
Коэффициент сжимаемости нефти - характеризует изменение,
объема нефти за счет изменения давления выше давления насыщения.
«β», (1/Па).
Гидродинамические методы исследования скважин
Гидродинамические методы исследования разделяются на:
исследования при установившихся режимах работы скважины
(снятие индикаторной кривой «ИК»);
исследования при неустановившихся режимах работы скважины
(снятие кривой восстановления и падения давления «КВД, КПД»);
исследование скважин на взаимодействии (гидропрослушивание).
Установившийся режим фильтрации
Сущность метода исследования скважин при установившихся
режимах, заключается в многократном изменении режима работы
скважины, и после установления каждого режима, регистрации дебита
(добывающая скважина) или расхода (нагнетательная скважина) и
забойного давления. Изменение расхода или дебита проводится путем
штуцирования. Смена штуцеров может проводиться произвольно, но
наилучшим является порядок, от минимального отверстия штуцера до,
максимального.
Целью данного исследования является выбор оптимального режима
работы скважины.
По полученным данным строится индикаторная кривая («ИК» в
координатах ΔР и Q).
При данном исследовании определяется коэффициент
продуктивности или приемистости скважины на каждом режиме
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
262
эксплуатации.
При дальнейшей обработки исследований дополнительно
определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в
ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров
При проведении данных исследований возможно применение как
глубинных приборов (манометр-термометр, расходомер, дебитомер), так и
приборов фиксирующих изменение забойного давления и дебита на устье
скважины (уровнемеры, устьевые манометры, СВУ, ДРС, ГЗУ).
Примечание: Снятие «ИК» на добывающих и нагнетательных
скважинах лучше проводить глубинными приборами, так данные замера
забойного давления будут более точными, расход или дебит можно
замерять на устье.
Виды индикаторных кривых:
Рисунок 7.39 – Виды индикаторных диаграмм
линия 1: однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при ламинарном
течении;
линия 2:
а) двухфазная фильтрация жидкости (нефть и свободный газ) в однородном пласте при
ламинарном течении;
б) однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах при ламинарном течении;
линия 3:
а) дефектные измерения величин;
б) неустановившийся режим работы пласта;
в) подключение в эксплуатацию раннее неработающих пропластков;
линия 4: однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при переходе от
ламинарного течения к турбулентному.
Рекомендации:
Зная коэффициент приемистости скважины, при постоянном
пластовом давлении, можно рассчитать фактическую приемистость
скважины при изменении давления нагнетания, т.е. забойного давления.
Данное исследование актуально в настоящий момент, так как устройства
замеряющие расход скважин (СВУ, ДРС и т.д.), очень часто выходят из
строя, а давление нагнетания на КНС изменяется по несколько раз в
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
263
сутки. Это связанно в основном с износом оборудования насосных
станций и трубопроводов для закачки воды.
При проведении исследования с помощью глубинных
расходомеров и дебитомеров, манометра-термометра, можно определить
параметры отдельного участка пласта, при условии, что исследуемый
участок пласта изолирован от других, пакерующими устройствами.
Коэффициент продуктивности и приемистости, возможно, также
получить по результатам КВД и КПД, при условии, что исследование
проведено в полном объеме.
Неустановившийся режим фильтрации
Сущность метода исследования при неустановившихся режимах
фильтрации, заключается в контроле, за полным восстановлением
забойного давления в скважине, после её освоения.
Суть процесса в следующем: - в скважине снижается забойное
давление, до максимально возможной величины, далее фиксируется рост
забойного давления до постоянной величины, т.е. пластового давления. В
нагнетательной скважине забойное давление увеличивается, далее
происходит падение давления до постоянной величины, т.е. до пластового
давления.
Время проведения КВД и КПД составляет от 1 суток до 3 и более.
Целью данного исследования является получение или уточнения
характеристик пласта.
По результатам исследования могут быть получены следующие
параметры:
проницаемость пласта в зоне дренирования скважины;
пьезопроводность в зоне дренирования скважины;
гидропроводность в зоне дренирования скважины;
подвижность нефти в пласте;
скин-фактор;
восстановленное пластовое давление;
оптимальное забойное давление в скважине;
оптимальный дебит скважины;
коэффициент продуктивности скважины;
приведенный радиус скважины.
В добывающих скважинах снимается КВД (кривая
восстановления давления).
Исследования проводятся глубинным автономным манометром-
термометром, спускаемым в скважину на проволоке или с колонной НКТ,
перед освоением (запись всего цикла освоения и восстановления
давления) или сразу после освоения (запись кривой восстановления
давления).
В нагнетательных скважинах снимается КПД (кривая падения
давления)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
264
Исследования проводятся как глубинным автономным
манометром-термометром, так и электронным манометром,
установленным на устье скважины.
Во всех случаях для восстановления давления скважина
закрывается на «приток».
По результатам данных исследований, строят «ИК» и получают
«К
пр
» при оптимальном дебите (расходе) скважины.
Рисунок 7.40 – Кривая восстановления давления (КВД)
перестроенная в координатах ΔP от ln(t);
0 – 1 – призабойная зона пласта; 1 - 2 – удаленная зона пласта;
Примечание: Необходимо учесть, что полученные параметры в
процессе эксплуатации скважины изменяются, это связанно с тем, что
состояние ПЗП в период освоения и проведения КВД, находится в более
загрязненном состоянии, чем в процессе эксплуатации, (в процессе
эксплуатации состояние ПЗП существенно улучшается).
В большинстве своем данные исследования проводятся в
скважинах вводимых в эксплуатацию после бурения, а также после
вскрытия перфорацией нового не обследованного и не испытанного
пласта по стволу скважины.
Взаимодействие скважин
Исследование скважин на взаимодействие заключается в
наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в
одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора или закачки
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.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
265
На рисунке 7.41 представлена схема расположения скважин одного
эксплуатационного объекта.
Данный метод используется для определения осредненных
значений фильтрационных параметров пластов на участках между
скважинами в условиях неустановившейся фильтрации жидкости. При
этом также устанавливается наличие или отсутствие гидродинамической
связи по пласту между забоями исследуемых скважин. Для исследования
выбирают как минимум две скважины - возмущающая и реагирующая.
В практике промысловых исследований наиболее широкое
распространение получило гидропрослушивание: при пуске в работу
одной возмущающей скважины с постоянным дебитом (или при ее
остановке) и прослеживание за изменением забойного давления в одной
или нескольких простаивающих скважинах. Наиболее простым с точки
зрения технологии исследования и интерпретации результатов является
изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину или
изменение дебита по периодическому закону.
Теория данного метода разработана для случаев фильтрации в
пласте жидкостей при давлениях выше «Р
нас
». Метод позволяет определять
средние значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в зоне
между скважинами, не используя при обработке дополнительных данных.
Рисунок 7.41 – Схема расположения скважин одного
эксплуатационного объекта.
1 – нагнетательная скважина; 2 – простаивающая скважина, оборудованная
воронкой; 3 – простаивающая скважина, оборудованная насосом; 4 – добывающая
работающая скважина, оборудованная насосом ЭЦН ШГН ЭДН.
Суть метода следующая:
В скважину №-2 спускается глубинный манометр. В скважине № 3
замеряется статический уровень. В скважине № 4 замеряется
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
266
динамический уровень, дебит скважины и обводненность продукции.
Скважина № 1 запускается в работу с определенным расходом. В
скважине № 2 глубинный манометр фиксирует изменение давления во
времени. В скважине № 3 замеряется статический уровень и фиксируется
во времени. В скважине № 4 замеряется динамический уровень, дебит
скважины и обводненность продукции, все данные фиксируются по
времени.
Через определенный промежуток времени скважина № 1
останавливается. Замеры, по скважинам описанные выше, аналогично
фиксируются по времени. Возможно, также и штуцирование
нагнетательной скважины (запись ИК) и остановка скважины с записью
КПД. Сопоставление замеров по времени и по всем скважинам, даст более
полное представление о свойствах пласта в границах исследуемых
скважин.
Исследования проводятся в интервале от 10 дней до двух трех
месяцев, в зависимости от изменения параметров в процессе
исследования.
Исследования можно проводить как с одной скважиной, так и с
группой скважин.
В результате исследования можно вообще не получить никакой
связи между скважинами.
Основные формулы для расчета
Закон Дарси – определяет расход однородной жидкости через
пористую среду при ламинарном режиме потока.
L
ppFk
Q
)(
21
(7.29)
где:
Q - расход жидкости, (см
3
/сек);
k - коэффициент проницаемости, (дарси);
F - площадь фильтрации пористой среды, (см
2
);
p
1
-p
2
- разность давлений, созданных на концах испытуемого
образца, (атм);
L - длина испытуемого образца породы, (см);
- абсолютная вязкость жидкости, (сантипуазы).
Коэффициент проницаемости на основании закона Дарси.
)(
21
ppF
LQ
k
(7.30)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
267
Уравнение продуктивности нефтяной скважины - показывает
зависимость между дебитом и депрессией давления для данной скважины.
n
забпл
PPQ )(
(7.31)
где:
Q - дебит скважины, (м
3
/сут);
- коэффициент продуктивности скважины, (м
3
/(сут×МПа));
P
пл
- пластовое давление, (атм);
Р
заб
- забойное давление, (атм);
n - показатель закона фильтрации.
Формула Дюпюи - определяет дебит гидродинамически
совершенной скважины при плоскорадиальном потоке к ней однородной
несжимаемой жидкости в условиях напорного режима и линейного закона
фильтрации.
c
к
R
R
ск
r
PPkh
Q
ln
)(2
(7.32)
где:
k - коэффициент проницаемости, (дарси);
h - мощность пласта, (см);
Р
к
;Р
с
- давление на контуре питания и в скважине, (атм);
Rк ; Rс - радиусы контура питания и скважины, (см);
- вязкость жидкости, (сантипуазы);
Q
r
- дебит скважины, (см
3
/сек).
Депрессия на пласт, (атм).
забпл
PPP
(7.33)
Формула притока, (т/сут).
)(
забплпр
PPKQ
(7.34)
где:
К
пр
- коэффициент продуктивности скважины, (т/сут×МПа).
Дебит гидродинамически совершенной скважины (формула
Дюпюи), (м
3
/сут);
c
к
забпл
r
R
ln
РPkh2
Q
(7.35)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
268
где:
R
к
– радиус контура питания, (м);
r
c
– радиус скважины по долоту, (м).
Дебит гидродинамически несовершенной скважины, (м
3
/сут);
cп
к
забпл
r
R
ln
РPkh2
Q
(7.36)
где:
r
cп
– приведенный радиус скважины, (м).
Дебит вертикальной скважины (формула Дюпюи), (м
3
/сут);
)75.0(ln4,18
)(
00
S
r
R
PPhk
Q
забпл
(7.37)
где:
Q –дебит скважины (м
3
/сут);
k – проницаемость пласта, (мД);
h – эффективная толщина пласта, (м.);
Р
пл
– среднее пластовое давление, (атм.);
Р
заб
– забойное давление, (атм.);
μ
0
– вязкость, (мПа×с);
β
0
– объемный коэффициент, (доли. ед.);
R – радиус контура питания, (м.);
r – радиус скважины по долоту, (м.);
S – суммарный скин-фактор.
Уравнение Дарси с поправкой Вогеля (Р
заб
< Р
нас
).
2
8,02,01
8,1
)(
нас
заб
нас
заб
наспр
насплпр
P
P
P
P
PK
PPKQ
(7.38)
где:
К
пр
– коэффициент продуктивности, (м
3
/(сут×МПа));
Р
нас
– давление насыщения нефти газом, (атм);
Р
пл
– пластовое давление, (атм);
Р
заб
– забойное давление, (атм).
Коэффициент продуктивности добывающей скважины
(м
3
/(сут×МПа));
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
269
забпл
ж
PP
Q
K
(7.39)
где:
Q – дебит скважины (м
3
/сут);
Р
пл
– пластовое давление (МПа);
Р
заб
– забойное давление (МПа).
)75.0(ln4.18
00
S
r
R
hk
К
пр
(7.40)
где:
k – проницаемость пласта, (мД);
h – эффективная толщина пласта, (м);
μ
0
– вязкость, (мПа×с);
β
0
– объемный коэффициент, (доли. ед);
R – радиус контура питания, (м);
r – радиус скважины по долоту, (м);
S – суммарный скин-фактор.
Коэффициент продуктивности скважины полученный по
результатам индикаторной кривой (ИК) (м
3
/(сут×МПа));
21
12
PP
QQ
пр
(7.41)
где:
Q
1
–Q
2
– дебит в точке 1 и 2, (м
3
/сут);
ΔP
1
–ΔP
2
– депрессия в точке 1 и 2, (атм.).
Коэффициент приемистости нагнетательной скважины
(м
3
/(сут×МПа));
плзаб
в
PP
Q
K
(7.42)
где:
Q
в
–расход воды закачиваемой в скважину, (м
3
/сут).
Коэффициент гидропроводности пласта, (мкм
2.
м/мПа×с);
hk
(7.43)
где:
k – коэффициент проницаемости пласта, (мД);
h – толщина пласта, (м);
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
270
- вязкость жидкости, (мПа×с).
Подвижность жидкости в пласте, (мкм
2
/мПа×с);
c
к
r
R
ln
Ah2
1k
(7.44)
где:
k – коэффициент проницаемости пласта, (мД);
- вязкость жидкости, (мПа×с);
А - отрезок прямой, отсекаемый на оси «y» при пересечении с
прямой линией графика КВД (рисунок 7.40).
Коэффициент пъезопроводности пласта, (м
2
/с);
сж
m
k
(7.45)
где:
m – коэффициент пористости пласта, (%);
ж
– коэффициент сжимаемости жидкости, (1/Па);
с
– коэффициент сжимаемости пласта, (1/Па).
Приведенный радиус скважины, (м).
с
ссп
err
(7.46)
где:
с = с
1
+с
2
;
с
1
– коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по
степени вскрытия пласта;
с
2
– коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по
характеру вскрытия пласта.
Коэффициент проницаемости пласта в призабойной зоне (мД);
c
к
r
R
ln
Ah2
k
(7.47)
где:
А - отрезок прямой, отсекаемый на оси «y» при пересечении с
прямой линией графика КВД (рисунок 7.40).