Содержание
Введение
1 Технико-технологический раздел
1.1 Цели и виды исследования скважин
1.2 Технология исследования скважин
1.3 Приборы и оборудование для исследования
2 Расчетно-практический раздел
2.1 Построение индикаторных диаграмм
2.2 Расчет параметров призабойной зоны и коэффициентапродуктивности
Заключение
Список литературы
Введение
Кривые восстановления(падения) забойных давлений (КВД-КПД) являются одним из известных ираспространенных методов гидродинамических исследовании скважин нанеустановившихся режимах фильтрации.
Под гидродинамическими исследованиямискважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах поспециальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин(изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихсяк продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных,анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках — параметрахпластов и скважин и т д.
За последние годы былиразработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры спьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующимкомпьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второгопоколения) Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать прианализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактическихданных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. Особоостро стоят эти вопросы при разработке сложно построенных месторождений, прибурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин.
В общем комплексепроблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальнаяи текущая информация о параметрах пласта — сведения о продуктивных пластах, ихстроении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловыхусловиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации опараметрах пласта весьма обширен.
Источниками сведений о параметрах пластаслужат как прямые, так и косвенныеметоды, основанные на интерпретации результатов исследований скважингеолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы(кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях(исследования РVТ, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин испециального моделирования процессов фильтрации ГДИС.Обработка иинтерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задачподземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханикине всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характеринтерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данныхи результатов лабораторных исследований РVT.
1.Технико-технологический раздел
1.1 Цели и виды исследованияскважин
Основная цель исследования залежей искважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа,проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатациискважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжаетсяв течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения иэксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.
Исследования можно подразделить напервичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадииразведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается вполучении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектированияразработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задачасостоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решенийо регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологическихрежимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическимиусловиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластовогогорения и т. д.).
Выделяют прямые и косвенные методыисследования. К прямым относят непосредственные измерения давления,температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов покерну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей искважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяюткосвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственноизмеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическомуявлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:
— промыслово-геофизические,
— дебито- и расходометрические,
— термодинамические
- гидродинамические.При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых вскважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле,изучаются:— электрические свойства пород(электрокаротаж), — радиоактивные (радиоактивныйкаротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи),— акустические (акустическийкаротаж),— механические (кавернометрия) и т.п. Промыслово-геофизические исследования позволяютопределить пористость (поровую,трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщинупласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положенияводонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их продвижения,интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение(гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.),скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (методрадиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающиеинтервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- ирасходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия икобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качествоцементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков,толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации,элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадкаи др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическимисследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические итермодинамические исследования.
Скважинные дебито- и расходометрическиеисследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы иустановить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательныхскважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления,температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль стволаскважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательнуюскважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину — дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал,соответствующий расходу жидкости.
Прибор перемещают в скважине периодическис определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряетсясуммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо-или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости,что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общемрасходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношениеработающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективностьпроводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. Приналичии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности(приемистости) каждого интервала или в случае исследований при несколькихрежимах работы скважины — построить для них индикаторные линии.
Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры вдлительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, покоторому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие иобводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов впласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасовнефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работуподземного скважинного оборудования. Расходо- и термометрия скважин позволяюттакже определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластамии др.
Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей игаза, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также опластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов искважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследованийотносится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которыхпо измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура)устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость,пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).
1.2 Технология исследованияскважин
Традиционные методы гидродинамических исследований,такие как методы восстановления давления и установившихся отборов в большинствеслучаев неприменимы для исследований малодебитных скважин, вскрывающих низкопроницаемыеколлектора Приобского месторождения. Причиной этого является невозможностьсоблюдения технологий исследований указанными методами, в частности,невозможность создания нескольких пли хотя бы одного устойчивого режима работыдобывающей скважины.
Согласно технологии центра «Информпласт» (ВНИИнефть) втечение достаточно длительного промежутка времени (2-З суток и более) производитсянаблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважинырегистрируется во времени изменение следующих параметров: забойных давления итемпературы, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебитаскважины на замерной установке на поверхности. Измерения на забое скважиныпроизводятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временныхизмерений определять режим работы скважины. Затем, в зависимости от режимаработы выбираются методы и технология дальнейших исследований данной скважины.
Большинство скважин на месторождении,эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. Ваналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные погружными насосами.В процессе исследований определяются средние значения времени фонтанирования;времени подъема уровня до устья с момента прекращения фонтанирования; забойногодавления, при котором начинается фонтани-рование и забойного давления, прикотором начинается подъем уровня. Все эти характеристики периодическогофонтанирования необходимо знать при обработке регистрируемой впоследствиикривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для воссоздания историиработы скважины в последние несколько суток перед закрытием ее на КВД.
Если скважина работает в режиме периодическогофонтанирования, то производится оценка участков роста давления после прекращенияфонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине, длинаучастков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменениядавления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и кривые достаточно гладкие, тоэти участки роста давления могут быть использованы для обработки по методупрослеживания уровня.
Если же эти участки роста давления не соответствуютуказанным выше условиям, то для исследований скважины методом прослеживанияуровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когдапо каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если при этом вскважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 ат, то снижениеуровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживанияуровня можно получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.
После завершения исследований методомпрослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследованиеметодом восстановления давления. При постоянном фонтанировании согласно обычнойтехнологии скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом«установившихся» отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрываетсяна КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.
Таккак условия, при которых проводятся измерения параметров в скважинах,существенно отличаются от условий работы измерительных приборовобщепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений следуетрассматривать как отдельную группу средств измерительной техники.
Наиболее существенными являются следующие особенностиработы глубинных приборов.
1. Измеренияпроводятся на значительном удалении от места наблюдения за показаниямиприборов: глубина спуска прибора в скважину достигает 7000 м.
2. Прибор(снаряд) эксплуатируется в измеряемой, среде и подвергается действиюокружающего давления, температуры и коррозионных жидкостей. В связи сувеличением глубин бурения, а также с необходимостью контроля различныхпроцессов по интенсификации добычи нефти и газа, давление окружающей средыможет достигать 1000—1500 кг×с/см2, а температурадо 300—400° С.
3. Приборспускается на проволоке или кабеле в затрубное пространство или в трубы диаметром37—63 мм.
4. При спускеприбора в скважину через трубы на него действует выталкивающая сила тембольшая, чем выше скорость встречного потока жидкости или газа и меньшепроходное сечение между внутренней стенкой трубы и корпусом прибора. Вотдельных случаях спуск глубинного прибора в действующие скважины представляетсложную техническую задачу.
5. Во времяспуска и подъема прибор подвергается ударам, а во время работы, например, вскважине, оборудованной установками погружных электронасосов, и действию вибрационныхнагрузок.
6. Времяпребывания прибора в месте измерения в зависимости от вида проводимыхисследований и способа эксплуатации скважин составляет от нескольких часов донескольких месяцев.
7. Среда, вкоторой находится прибор, как правило, представляет собою многофазную жидкость,содержащую нефть, газ, воду и механические включения (песок, шлам и т. д.) сразличными физико-химическими свойствами (плотность, вязкость, наличие солей ит. д.).
В соответствии с указанными выше особыми условиямиработы к конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований.Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа инеобходимости спуска в геометрически ограниченное пространство наружный диаметркорпуса приборов в основном не должен превышать 32—36 мм, а при спуске через37-мм трубы или в затрубное пространство — 20—25 мм. Длина его такжеограничена: обычно не превышает 2000 мм, так как увеличение ее сверх этогопредела значительно осложняет операции, связанные с подготовкой прибора кспуску в фонтанные скважины. Кроме того, должна быть обеспечена полнаягерметичность внутренней полости прибора от внешнего давления. Особыетребования предъявляются также к устройствам, расположенным в глубинном прибореи эксплуатируемым в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций.
По способу получения измерительной информацииглубинные приборы делятся на:
а) автономные, результаты измерения которых можнополучить только после извлечения их из скважины;
б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигналаизмерительной информации по кабелю.
Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие)скважинные манометры широко используют для исследования добывающих и нагнетательныхскважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов.
Манометр типа МГН-2 с многовитковойтрубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рис. 10.2, а,предназначен для измерения давления в добывающих скважинах.Давление в скважинечерез отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннююполость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8.Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7,на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перочертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которойпропорциональна измеренному давлению.
/>
Рис. 10.2 Схема глубинного геликсного манометра типаМГН-2 (МГИ-1М)
/>
Рис. 10.3. Геликсный манометр типа МГТ-1
Для получения непрерывной записи давления кареткасоединяется с гайкой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3при вращении ходового винта 4. Равномерное вращение винта осуществляется спомощью часового привода 1.
Пружинно-поршневой манометр МПМ-4 предназначен для исследования скважин, оборудованныхнасосами, через затрубное пространство. Действие его основано науравно-вешивании измеряемого давления силой натяжения винтовой цилиндрическойпружины
Под влиянием скважинного давления р поршень6 (рис.10.4, а), уплотненный резиновым кольцом 7, деформирует винтовую цилиндрическуюпружину 5 и перемещается на ход, пропорциональный измеренному давлению.
Перемещение поршня регистрируется пишущим пером 8 набланке, вставленном в барабан 9.
/>
Рис. 10.4 Схемы манометров с вращающимся поршнем
Внутренняя полость маноблока, где размещена винтоваяпружина, заполнена жидкостью и предохраняется от загрязнения разделителем 4.В конце хода поршень садится на упор во избежание поломки пружины придальнейшем повышении давления.
Для уменьшения трения в уплотнении поршня ему придаетсявращательное движение. В манометре МПМ-4 поршень жестко соединен с пишущим пером,а бланк установлен в неподвижном барабане. Вращение осуществляется с помощьюэлектродвигателя 2, питаемого от батареи сухих элементов 1.Пишущее перо во время движения поршня чертит на диаграммном бланке винтовую линию.
Для получения четкой картины изменения давлениячастота вращения поршня уменьшается с помощью понижающего редуктора 3.Такое же медленное вращение поршня можно обеспечить, если вместоэлектродвигателя с редуктором применить усиленный часовой привод.
Автономныекомпенсационные манометры типа «Байкал-1»предназначены для измерения и регистрации небольших (до 2,5 МПа) давлений вскважинах.
Действие манометраосновано на уравновешивании измеряемого давления натяжением винтовойцилиндрической пружины. В отличие от пружинно-поршневых манометров прямогодействия (МПМ-4) трение в записывающем устройстве этого прибора не влияет наего погрешность и чувствительность, так как деформация чувствительного элементаслужит только для замыкания электрической цепи питания электродвигателя,который перемещает пишущее перо на ход, пропорциональный измеренному давлению.
Конструктивно манометр «Байкал-1» (рис. 10.5) состоитиз преобразователя давления I, регистрирующего устройства II и блока питания III.
В качестве чувствительного элемента использованысильфоны 16 и 18 разного диаметра, имеющие общее дно 17, которое жесткосоединено штоком 15 с винтовой цилиндрической пружиной 13. Второй конец пружинынавинчен на якорь 12, выполненный в виде гайки, поступательно перемещающейся походовому винту 11, вращаемому с помощью электродвигателя постоянного тока 6.Вал электродвигателя одним концом соединен через понижающий редуктор с промежуточнымвинтом 9 и далее с основным винтом 11, а вторым концом также через понижающийредуктор — с винтом 5 регистрирующего устройства.
/>
Рис. 10.5 Компенсационный манометр «Байкал-1»
/>
Рис. 10.6.Преобразователь давления дифманометра «Онега-1»
Измеряемое давление через разделитель 19 воздействуетна кольцевую площадь сильфона большего диаметра 18, в результате чего ондеформируется и перемещает шток 16 с закрепленным на нем плечом пружинногоконтакта 14. При этом подвижной контакт замыкает электрическую цепь питанияэлектродвигателя, вал которого приводит во вращение ходовые винты преобразователядавления и регистрирующего устройства. При вращении винта 11 гайка 12 деформируетпружину 13 до тех пор, пока ее натяжение не станет равным усилию, действу-ющемуна сильфон 18. При равенстве усилий подвижной контакт вернется в нейтральноеположение и разомкнет цепь питания электродвигателя. Частота вращения валаэлектродвига-теля, а следовательно, и деформация пружины будут пропорциональныизмеренному давлению.
Одновременно пишущее перо 4 переместится по ходовомувинту 5 на расстояние, также пропорциональное частоте вращения вала, аследовательно, измеренному давлению. Таким образом, на бланке, вставленном вбарабан 3 часового привода 2, будет прочерчена линия, длина которойхарактеризует измеренное давление. С понижением давления подвижной контактотклонится в другую сторону и вновь замкнет цепь электродвигателя, вал которогоначнет вращаться в обратную сторону до тех пор, пока усилие, действующее насильфон, не уравновесится натяжением пружины. В этот момент подвижной контактснова переместится в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя.
Для предотвращения прибора от поломки при повышениидавления служат микровыключатели 7, которые прерывают цепь питанияэлектродвигателя в крайних положениях ползуна 8, перемещающегося попромежуточному винту 9. Электрическое питание двигателя осуществляется спомощью элементов 1, установленных в блоке питания I, а реверс двигателя — спомощью электронного переключателя 10, смонтированного в блоке электродвигателя.
Комплексные приборы ВРГД-36 и Кобра-36РВ содержат преобразователи расхода и влажности, а такжепакетирующее устройство. Преобразователь влагомера, в полости которогосмонтирован магнитный прерыватель датчика расхода, выполнен в видецилиндрического конденсатора.
Емкость конденсаторазависит от его геометрических размеров и диэлектрической проницаемости среды,находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды припостоянных размерах конденсатора вызывает изменение его емкости, что позволяетопределять фазовое соотношение в потоке воды и нефти по известнымдиэлектрическим постоянным отдельно воды и нефти.
Нижний конец преобразователя влагомера используется вкачестве верхней опоры оси турбинки, на которой укреплены магниты,взаимодействующие с магнитным прерывателем тока. Последовательное расположениетурбинки и проточного конденсатора способствует образованию части конденсатамелкодисперсной смеси, проходящей за счет турбулизирующего эффекта вращениятурбинки.
Эти приборы снабженыпакером с электромеханическим приводом, конструкция которого унифицирована спакерующим устройством расходомера РГД-2М или Кобра-36РВ. Выходной сигнал,передаваемый на поверхность по одножильному кабелю, несет двойную информацию: осодержании воды в нефти и частоте вращения турбинки.
Частотный сигнал, модулированный по амплитуде, покабелю поступает на вход наземного блока, где происходит его усиление иразделение на два канала.
В первом канале происходит выделение несущей частоты,характеризующей влажность потока жидкости, во втором — модулирующей частоты,характеризующей частоту вращения турбинки
Комплексный прибор «Поток-5» предназначен для измерения четырех величин: давления,температуры, расхода и влажности жидкости. Этот прибор (рис. 11.3), опускаемыйв скважину на одножильном кабеле 1, состоит из преобразователейуказанных величин и пакера с электромеханическим приводом. Локатор сплош-ности,в который входят трансформаторы 2, включенные совместно, и электронныйблок, обеспечивает точную привязку данных к разрезу скважины. Датчик давлениясостоит из геликсной пружины 8 и индуктивного преобразователя. Свободныйконец геликса соединен с ферритовым полукольцом, входящим в катушку 4. Сповышением или понижением давления в скважине ферритовый сердечник перемещаетсявнутри катушки, изменяя ее индуктивность. В качестве преобразователей температурыиспользованы полупроводниковые элементы 6. Изменение сопротивления этихэлементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающейсреды, преобразуется в частоту. Расход измеряют с помощью датчика сзаторможенной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку,вызывает закручивание струн на определенный угол, что приводит к перемещениюферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности.Содержание воды в нефти определяется с помощью емкостного датчика 10.
Катушки индуктивности датчиков давления и расходавходят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменениииндуктивности изменяется частота выходного сигнала. Преобразованиеиндуктивности в частоту происходит в электронных блоках 5 и 7. Датчикиподключаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигналаили автоматически через 10-12 с. При подключении по вызову время измерениянеограниченно. В автоматическом режиме работы время измерения составляет 2-3 с.
Пакерующее устройство состоит из пакера, образованногометаллическими пластинами 12, пары винт—гайка 15 иэлектродвигателя 17. Пластины пакера, образующие каркас, закреплены вовтулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой,перемещающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16соединен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сигналу с поверхностигайка вначале совершает движение по винтовой линии, перемещаясь по пазу соскосом.
/>
Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимаютнадетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещаетсяпоступательно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чегоусиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При движении гайки по винтовойлинии пластины каркаса, закрепленные шарнирно на втулке 14,поворачиваются под углом к образующей. Закрытие пакера происходит в обратномпорядке. Диаметр корпуса прибора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Пределизмерения давления 25 МПа, погрешность ±1,5%. Диапазоны измеряемых расходовмогут быть 1—60 или 2—150 т/сут. Предел измерения температуры -100°С спогрешностью ±1,5%. Масса глубинного прибора не более 15 кг.
1.3 Приборы и оборудованиедля исследования
При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 мприменяют только механизированные глубинные лебедки. Для спуска приборов вскважины (с избыточным давлением на устье) на фонтанной арматуре должен бытьустановлен лубрикатор 1 (рис. 9.1), представляющий собой полый цилиндр иимеющий в верхнем торце сальник для прохода проволоки или кабеля, манометр 2 икран 4 для сообщения лубрикатора с атмосферой. К корпусу крепится направляющийи оттяжные ролики 3 для прохода проволоки или кабеля 5.
/>
Рис. 9.1. Оборудование фонтанной скважины дляглубинных измерений.
Установка с лебедкой располагается примерно в 25—40 мот устья. Установку ставят таким образом, чтобы вал барабана лебедей былперпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана.
Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конецпроволоки от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора, вывинтив егопредварительно из корпуса.
Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора,его помещают в корпус лубрикатора и
завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобынадежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения еечерез сальник.
Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б)монтируется на автомашине ГАЗ-66.
Она предназначена дляспуска и подъема в скважину измерительных приборов на глубину до 6000 м (глу-бинные манометры, термометры), а также для измерения глубины скважин и уровняжидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины черезкарданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборовпредназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.
Техническаяхарактеристика лебедки:
Диаметр бочки барабана, мм165Длина бочки барабана, мм200
Диаметр проволоки, мм1,6-1,8
Габаритные размеры, мм:
длина1195
ширина895
высота892
Габаритные размеры агрегата, м:
длина6,1
ширина2,1
высота2,8
Масса, кг:
агрегата4320
лебедки (без проволоки)323
Для точного отсчетаглубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом: мерного шкивас двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, исчетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.
Мерительный аппаратпозволяет определить глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Лебедкауправляется рычагами.
2. Расчетно-практическийраздел
2.1 Построение индикаторныхдиаграмм
По результатам исследований строят графики зависимостидебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб),называемые индикаторными диаграммами (ИД).
Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважинрасполагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных — выше этой оси.
Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q= f(DR)) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительнобольших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно неприводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб)(тем более для Q = f(DR)).
При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разбросточек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q= f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режимеследует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграммустроить в координатах Q = f(DR). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеетменьшую относительную ошибку, чем Рзаб, т.к. при измерениях за одинспуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерноодинаковы и поэтому на разность DR=Рпл-Рзаб почти не влияют. Либоиспользуют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.
Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняетсялинейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебитагидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулойДюпюи
/> (5.8)
где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях;Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк.
/>
Рис. 5.2. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)
Считается, что давление на забое через некоторое времяпосле остановки скважины становится примерно равным среднему пластовомудавлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднегорасстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими.
Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определитьпутем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 5.2).Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб® Рпл=Рк.
/>
Индикаторная диаграмма Q=f(DR) строит-ся дляопределения коэффициента продуктивности скважин К.
/> (5.9)
В пределах справедливости линейного зако-на фильтрациижидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f(DR), коэффициент продуктивностиявляется величиной постоянной иРис. 5.3 Индикаторная диаграмма Q = f(DR)
численно равен тангенсу угла наклона индикаторнойлинии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин,определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другиепараметры пласта.
/> (5.10)
Откуда коэффициент гидропроводности
/> (5.11)
И проницаемость пласта в призабойной зоне
/> (5.12)
Приведенныевыше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершеннойскважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) иизмеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовымусловиям.
Реальныеиндикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4).Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости впризабойной зоне пласта.
/>
Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пластуоднофазной жидкости: 1 –установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаясяфильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q;3 — нелинейный закон фильтрации.
Искривлениеиндикаторной линии в сторону оси DP (рис. 5.4, кривая 2)означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаемфильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:
1.Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейныйзакон Дарси нарушается (V>Vкр)
2.Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб
3.Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменениивнутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.
ИскривлениеИД в сторону оси Q (рис. 5.4, кривая 3) объясняется двумя причинами:
1)некачественные измерения при проведении исследований;
2)неодновременнымвступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.
Продуктивныепласты, как правило, неоднородны. Глубинные дебитограммы для них:
/>
Площадьзаштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка.С уменьшением Рзаб (т.е. с ростом DP=Рпл-Рзаб)растет работающая толщина пласта (hэф.), откуда по формуле Дюпюирастет Q (рис 5.4, кривая 3). Ошибка в определении пластового давления можетпривести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной вкоординатах Q=f(DR).
/>
Рис. 5.5. Индикаторная диаграмма: 2 — замеренноепластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 — замеренное пластовоедавление соответственно завышено и занижено против фактического.
Очевидно, если замеренное пластовое давление окажетсявыше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (рис. 5.5, кривая 1)будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будутрасполагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям.Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторнойкривой к оси депрессии.
Если замеренное пластовое давление окажется нижефактического, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяцииего в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов (рис. 5.5, кривая 3).Это может привести исследователя к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к осидебитов вид. Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий(Рис. 5.6, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрациивблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числаРейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают ввиде:
/>, (5.15)
а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию дляее спрямления изображают в координатах
/> /> (5.16)
где а и b – постоянные численныекоэффициенты.
Получим индикаторную прямую в координатах Δр/Q=f(Q)отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угланаклона к оси Q, равным b (рис. 5.6, б). Вэтом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной,зависящей от дебита скважины.
/>
Рис. 5.6 Индикаторная диаграмма при нелинейном законефильтрации: а — ИД в координатах Δр — Q; б — ИД в координатах Δр /Q — Q.
Отрезок а, отсекаемый на оси ординатможет быть выражен как
/>, (5.17)
где />, (с1и с2 – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенст-вомскважины по степени и характеру вскрытия).
По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q,находятся гидропроводность и проницаемость пласта
/>;(5.18)
/> (5.19)
Коэффициент b зависит от конструкциизабоя скважины.
2.2 Расчет параметровпризабойной зоны и коэффициента продуктивности
Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м.Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газомравно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась прифильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).
Для определения параметров пласта можно использоватьследующие величины:
Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорациидля 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10.
Свойства нефти и газа при рнас: />= 1,5 мПа·с; />= 0,016 мПа·с, />=1,25 и />= 0,85 г/см3.
Таблица 1 Результаты исследования скважины при установившихся режимахработыРежим
Qж, т/сут
Qн, т/сут Газовый фактор Давление, Па
мз/т
м3/м3
рпл
рзаб
1
2
3
4
20,0
26,0
32,0
38,1
17,1
21,9
28,7
32,1
901
753
663
664
766
640
564
565
81 · 105
81 · 105
81 ·105
81 ·105
71,5 · 105
69,0 ·105
65,8 · 105
60,7 · 105
Значения произведения /> присредних значениях давлений (между пластовым и забойным)на режимахприводятся в табл. 2.
Таблица 2 Значения /> приразличных режимах работы скважины
Наименование Режим
1 2 3 4
Средние давления /> Па
Произведение />, мПа·с
76,2·105
2,29
75,0·105
2,31
73,4·105
2,32
70,8·105
2,34
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
В рассматриваемом случае
/>
Следовательно, для расчетов />Н необходимоиспользовать первые зависимости Н (р) табл. 5.2 для />= 0,005. Извспомогательного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р)располагаются в области р*15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле(5.39) при а == 0,375.
По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строитсяиндикаторная кривая по скважине в координатах Qж, /> (рис. 6.4).
/>
Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построеннаяв координатах Qж, />.
По прямолинейному участку кривой определен коэффициент
/> м3/(с·Па).
Проницаемостьпризабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42)
/>м2 = 0,603 Д.
Гидродинамические исследования скважиннаправлены на решение следующих задач:
•измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и ихфизических свойств;
•измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур,скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) икомплексов;
•определение (оценка) МПФС и параметров пластов -гидропроводности в призабойнойи удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности(фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределенияколлекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положенияэкранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределениядавления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте идругих параметров — по результатам обработки и интерпретации данных измерений ирегистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС,
•оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходныхзамеренных данных.
Список литературы
1. Балакирев Ю.А. Гидропрослушиваниеи термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Азернешр. 1965. — 200 с.
2. Баренблатт Г.И. О некоторыхприближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкостипри упругом режиме. Изв. АН СССР. 1954. №9. С. 35-49.
3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., РыжикВ.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. -88 с.
4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., РыжикВ.М. — Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах. — М.: Недра, 1984. — 211с.
5. Басниев К.С., Цибульский П.Г.Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980.№ 4. С. 55-60.
6. Басниев К.С., Кочина И.Н.,Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1993.416 с.
7. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выборфильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин. — Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 44-47.
8. Бойко В.С. Разработка иэксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1990. – 427с.