Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (де­бита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным маномет­ром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления  до 210 ч, что устанав­ливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом экс­плуатации.
Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.
Метод восстановления давления
Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во вре­мени. С использованием метода суперпозиции, основная формула упругого ре­жима в данном случае записывается в виде
, (5.16)
где:  увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рзаб.0 перед остановкой (рис.5.5, a);
Q  установив­шийся дебит скважины до остановки (приведенный к пласто­вым условиям);
t  время исследования (после остановки сква­жины).
Кривую Рзаб(t) трансформируют в прямую (рис.5.5,б), преобразуя уравнение (5.16) таким образом:
, (5.17)
где: ;

Рис.5.5. Кривая восстановления забойного давления Р3(t) во времени t (а) и ее обработка по методу касательной (б)

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.17), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят каса­тельную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси орди­нат (см.рис. 5.5.,б) и i как угловой коэффициент прямой:

, (5.18)
Дальше вычисляют гидропроводность
, (5.19)
проницаемость пласта
, (5.20)
комплексный параметр
, (5.21)
приведенный радиус скважины,
, (5.22)
коэффициент совершенства скважины при известных Rк и радиусу гсд скважины по долоту
, (5.23)
коэффициент продуктивности скважины
, (5.24)
Часто на графике Δр  lnt выделяются два или три прямолинейных участка (рис.5.6.). Искажение прямой 1 может наблюдаться при улучшении (линия 2) или ухудшении (линия 3) проницаемости и пьезопроводности во второй зоне пласта, при наличии между двумя зонами с одинаковыми фильтрацион­ными свойствами зоны с улучшенными (линия 4) или ухудшен­ными (линия 5) свойствами, при замещении коллектора неколлектором (линия 6), при наличии зоны с постоянным давле­нием, например в виде контура питания (линия 7).



Рис.5.6. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднород­ном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) и круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах

Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с раз­личной степенью проявления аномальных свойств нефти, упругоемкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещино­вато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры и размеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта.

Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закры­тием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответст­вующим повышению Рз. Продолжающийся приток можно изме­рить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно оп­ределить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое дав­ление P₂(t), так как , или использовать зависимость
где: Р_2.0  установившееся устье­вое давление до остановки,
Н  глубина скважины,
ρ  средняя плотность воды.
Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он от­сутствует в полностью заполненной скважине.
В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнитель­ного притока.

Гидропрослушивание пласта

Отличие его заключается в том, что в одной скважине вызы­вается возмущение (пуск, остановка скважины или ступенча­тое изменение дебита), а в другой или нескольких других уда­ленных от нее реагирующих (наблюдательных или простаиваю­щих) скважинах фиксируется изменение давления во времени. Поскольку эти изменения давления небольшие, то их регистри­руют с помощью дифманометров или по уровню жидкости в скважине с помощью пьезографов, которые спускают под уро­вень жидкости. Метод позволяет определить усредненные пара­метры пласта между возмущающей и реагирующей скважинами и некоторые его неоднородности. Имеются модификации, ко­торые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления (в виде импульсов, гармонических колебаний и др.). Для получения надежных результатов должны отсутствовать посторонние возмущения (пуски, остановки соседних скважин).


5.3 Система «пласт-скважина» и способы эксплуатации скважин; предел фонтанирования скважины. Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды. Технологический режим работы скважин.
Система «пласт-скважина» – система из двух гидродинамически связанных сосудов, заполненных жидкостью, первый из которых – продуктивный пласт со скважинами, а второй – ствол скважины.
Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

• 
  фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
  
• 
  газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
  
• 
  насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
  

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.
Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.
Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.
В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.
Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.
Предел фонтанирования – момент времени, в который пластовая энергия становится ниже работы, необходимой для преодоления силы тяжести столба смеси в скважине, сил трения в стволе и энергии, необходимой для транспорта продукции от устья скважины до ГЗУ.
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.
По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.
Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем.