Курсовая работа: Методы исследования нефтяных скважин при установившемся потоке

Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66. Она предназначена для спуска и подъема в скважину измерительных приборов на глубину до 6000 м (глу- бинные манометры, термометры), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины через карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.

Техническая характеристика лебедки:

· Диаметр бочки барабана, 165 мм;

· Длина бочки барабана, 200 мм;

· Диаметр проволоки, 1,6-1,8 мм;

· Габаритные размеры: длина 1195 мм, ширина 895 мм, высота 892 мм;

· Габаритные размеры агрегата: длина 6,1 м, ширина 2,1 м высота 2,8 м;

· Масса агрегата 4320 кг;

· Масса лебедки (без проволоки) 323 кг;

Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет определить глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами.

4. Исследования при установившихся режимах работы

Исследование скважин при установившихся режимах работы заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины и измерении на каждом установившемся режиме дебита Q и соответствующего ему давления Pc.

Используют:

1) При исследовании добывающих и нагнетательных скважин;

2) При фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей.

Применяется 3 основных схемы для исследования на установившемся режиме:

· Прямой ход

· Обратный ход

· Изохронный метод

При методе прямого хода скважина работает без остановок между режимами в сторону увеличения дебита (рисунок 4.1):

Рисунок 4.1 - Схема исследования "Прямой ход"

При методе обратного хода скважина работает без остановок между режимами в сторону уменьшения дебита (рисунок 4.2):

Рисунок 4.2 - Схема исследования "Обратный ход"

При изохронном методе скважина работает с остановками между режимами в сторону увеличения или уменьшения дебита. Время остановки равно времени работы на предыдущем режиме (рисунок 4.3):

Рисунок 4.3 - Схема исследования "Изохронный метод"

1. Построение индикаторных диаграмм и расчетные формулы для обработки данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах.

Установившийся режим работы скважины - это режим работы скважины, при котором в течении продолжительного периода времени ее забойное давление и приемистость (дебит скважины) остаются постоянными. Целью исследования нефтяных добывающих скважин при установившемся режиме работы является определение режима процесса фильтрации нефти в призабойной зоне пласта, определение гидропроводности, а также продуктивности и проницаемости призабойной зоны пласта. Основными задачами данных исследованию является нахождение зависимостей между депрессией на пласт и дебитом скважины, а также между дебитом скважины и забойным давлением.

Исследование нефтедобывающих скважин состоит из трех этапов:

1. Установление нескольких режимов работы скважины.

2. Замер всех необходимых параметров.

3. Заполнение таблицы.

4. Обработка и интерпретация полученных данных.

Изменение режима работы нефтедобывающей скважины может осуществляться двумя способами. Первый способ предусматривает установку штуцеров на устье скважины в выкидной линии, при условии ее эксплуатации фонтанным способом. Второй способ заключается в изменении режима работы насосов.

Режим работы штанговых насосов изменяется при помощи изменения числа качаний или длины хода штока, а также одновременного изменения числа качаний и длины хода штока.

Для изменения режима работы электрических центробежных насосов осуществляется при помощи уменьшения или увеличения противодавления на устье скважины (при помощи смены штуцера или прикрытия задвижки на выходе).

Режим работы нагнетательных скважин изменяется устройств, которые регулируют работу насосной станции. На втором этапе измеряют показатели таких параметров как газовый фактор скважинной продукции, дебит нефти, объем выносимой воды, внутрипластовое давление, количество выносимого песка, давление на забое скважины. Дебит нефти измеряется объемным методом, пластовое давление представляет собой как средневзвешенное по всему пласту при помощи замера в пьезометрических и простаивающих скважинах.

Забойное давление может определяться двумя способами - расчетным и прямым. На третьем этапе заполняется таблица, которой отражены пластовое давление, давление на забое скважины и другие параметры по каждому из четырех режимов.

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Р_заб или от депрессии (Р_пл-Р_заб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси.

Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Р_заб) и Q = f()) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Р_заб) (тем более для Q = f()).

При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Р_заб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Р_заб, и Р_пл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Р_заб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Р_пл и Р_заб примерно одинаковы и поэтому на разность =Р_пл-Р_заб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи

где Q - объемный дебит скважины в пластовых условиях; Р_пл - среднее давление на круговом контуре радиуса R_к, rc - радиус скважины, k - проницаемость, h - мощность пласта.

Рис. 4.1.1 - Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб)

Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пластовому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими.

Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (рисунок 4.1.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Р_заб Р_пл=Р_к.

Рис. 4.1.2 - Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб)

Индикаторная диаграмма Q=f() строится для определения коэффициента продуктивности скважин К.

(4.2)

В пределах справедливости линейного закона фильтрации жидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f(), коэффициент продуктивности является величиной постоянной численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.

Откуда коэффициент гидропроводности:

И проницаемость пласта в призабойной зоне:

Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям.

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (рисунок 4.1.3). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Рисунок 4.1.3 - Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 - установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси P (рисунок 4.1.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>V_кр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Р_заб<Р_нас. Чем меньше Р_заб, тем больше радиус этой области.

3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.

Искривление ИД в сторону оси Q (рисунок 4.1.4, кривая 3) объясняется двумя причинами:

1) некачественные измерения при проведении исследований;

2) неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.

Продуктивные пласты, как правило, неоднородны. Глубинные дебитограммы для них:

Рисунок 4.1.4 - Глубинные гистограммы продуктивных пластов

Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Р_заб (т.е. с ростом P=Р_пл-Р_заб) растет работающая толщина пласта (h_эф.), откуда по формуле Дюпюи растет. Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f().

Рисунок 4.1.5 - Индикаторная диаграмма: 2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 - замеренное пластовое давление соответственно завышено и занижено против фактического.

Очевидно, если замеренное пластовое давление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии.

Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактического, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов. Это может привести исследователя к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид. Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде:

, (4.6)

а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах:

(4.7)

где а и b - постоянные численные коэффициенты.

Получим индикаторную прямую в координатах Др/Q=f(Q) отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b. В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины.

Рисунок 4.1.6 - Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации: а - ИД в координатах Др - Q; б - ИД в координатах Др /Q - Q.

Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как

, (4.8)

где ,

(с ₁ и с ₂ - фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия).

По отрезку а, отсекаемому на оси Др/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта:

; (4.9)

(4.10)

Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины.

При линейной зависимости коэффициент продуктивности представляет собой величину постоянную, которая равна тангенсу наклона индикаторной линии по отношению к оси абсцисс (ось дебита). Благодаря определению коэффициента продуктивности становится возможным определить и другие параметры, например, проницаемость пласта в призабойной зоне и коэффициент гидропроводности. Индикаторные диаграммы не всегда бывают прямыми, их искривление характеризует характер фильтрации в призабойной зоне. Она может осуществляться по линейному закону Дарси, нелинейному закону Дарси, а также фильтрация может происходить при нарушении линейного закона Дарси, чему может быть три причины:

1. Раскрытие микротрещин в горной породе и изменение проницаемости, из-за изменения забойного давления.

2. Превышение скорости фильтрации в призабойной зоне пласта.

3. Образование вокруг скважин двухфазной фильтрации (газ + нефть).

Протекание фильтрации по нелинейному закону может происходить по двум причинам: некачественные измерения при исследовании скважины, а также неодновременное вступление в работу разных пропластков и прослоев.