Определение коэффициента продуктивности скважин

     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: 

• Пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина.
• Пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной.
• 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 турбиной на струнной подвеске. Кроме своего основного  назначения, скважинные дебитомеры и  расходомеры используют и для  установления затрубной циркуляции жидкости, не герметичности 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 скважин

   Геофизические исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м).

   Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

   Исследования  ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом  исследовании скважин применяются  все методы разведочной геофизики. 
 
 

4.   Методы увеличения продуктивности скважин

  Разработка  залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением  заводнения, которое позволяет увеличить  нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах.

  И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.

  Такое состояние  с остаточными запасами, которые  не могут быть извлечены традиционными  методами заводнения, выдвинуло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

  В настоящее  время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов.

  Они различаются  по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.

  Все методы повышения нефтеотдачи можно  разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.

  Успешность  применения методов повышения нефтеотдачи  в большой мере зависит от уровня геолого-промысловых исследований нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и свойств, насыщающих пласт нефти, газа и воды.

  Исследования  нефтепродуктивного пласта предполагают изучение особенностей его строения с позиции правильной оценки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропластки.     

  Особое  внимание следует уделять литологической характеристике пород,   слагающих продуктивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи.

  

  Для принятия решения использовать методы повышения  нефтеотдачи очень важно изучение геологических характеристик слагающих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реализации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными, для такого применения последствиями.

  Так, например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллонитовых глин и закачке  в них пресной воды, щелочи, растворов  поверхностно-активных веществ может  происходить набухание глин с  лотерей приемистости скважинами нагнетаемых  жидкостей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой.

  Если в  продуктивном пласте содержатся сильноминерализованные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта.

  Применению  методов повышения нефтеотдачи  должен предшествовать тщательный анализ состояния разработки объекта.

  Наряду  с изучением особенностей динамики показателей эксплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявления естественного режима и состояния обводненности пластов по площади и разрезу следует выявить характер залегания в пласте, остаточных запасов нефти после первичной разработки залежи нефти.

                                  а                                                 б

  (рис. 4  Схема нахождения остаточной нефти в пласте)

1 - нефть;  2 - вода; 3 - порода

  М. Л. Сургучев показал, что остаточные запасы в  пласте могут находиться в виде пленки нефти (рис. 4, а), обволакивающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между зернами породы (рис. 4, б), а также в виде непромытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, не охваченных процессом, заводнения.

  Состояние остаточной нефтенасыщенности является определяющим для выбора метода повышения нефтеотдачи.

  Если остаточная нефтенасыщенность представлена в  неохваченных заводнением линзах или  пропластках, то хорошие результаты можно получить при использовании  гидродинамических методов повышения  нефтеотдачи (циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости).

   Если  остаточная нефтенасыщенность   представлена пленочной нефтью  на поверхности породы, то предпочтительными  методами повышения нефтеотдачи  могут быть физико-химические (закачка  ПАВ, мицеллярные растворы, закачка углекислоты и др.). 
 

2расчетно-практический  раздел 
 
 
 
 
 
 
 

2.1 Определение проницаемости  призабойной зоны  пласта

     Основные  параметры призабойной зоны скважины – коэффициент гидропроводности , коэффициент подвижности и проницаемость k. Используя результаты исследования нефтяных скважин на установившихся режимах работы, можно рассчитать названные параметры. Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи: 

где – Проницаемость призабойной зоны, ;

- толщина пласта; м

- вязкость нефти  в пластовых условиях, Па с;

- объемный коэффициент  нефти при пластовой  температуре:

- радиус контура  питания, м;

- приведенный радиус  скважины, м.

     Уравнение  (11) справедливо при  в случае фильтрации необводненной нефти.

Перепишем выражение  в виде: 

или 

где - коэффициент продуктивности в определенный по результату исследования скважин. Для пересчета в используют следующую формулу: 

    Коэффициент гидропроводности призабойной зонный газовой скважины рассчитывают по формуле: 

Где – Вязкость газа в пластовых условиях, ;

а – числовой коэффициент, имеющий размерность и вычисляемый по известному коэффициенту: 

    Задача. Рассчитать параметры призабойной  зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности Толщина продуктивного пласта h = 7 м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре плотность нефти в пластовых условиях вязкость пластовой нефти радиус контура питания приведенный радиус скважины  

Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле:

Рассчитываем  по (14) коэффициент гидропроводности: 

Рассчитываем  коэффициент подвижности нефти: 

Рассчитываем  проницаемость призабойной зоны скважины: 
 
 
 
 
 
 
 

2. Определение продуктивности скважин

    Исследования  на приток обычно проводится при стационарной работе скважин на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных  откачек.

Задача. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной  фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек.

Режим работы скважины                  1             2               3              5

Дебит нефти, т/сут                          20           60          100          140

Забойное давление, МПа                18        15,4          13,2            11

Депрессия, МПа                                 1          3,6            5,8              8

Замер забойного  давления проведен скважинным манометром.

Решение. По результатам  исследований строим индикаторную линию  скважину (рис 12). Предварительно рассчитываем депрессию на каждом режиме работы: