44. Обработка данных исследований нефтяной скважины при установившихся режимах.

О пределение фильтрационных параметров пласта методом установившихся отборов (гидродинамические исследования скважин при установившихся режимах) заключаются в измерении значений дебитов и депрессий на установившихся режимах работы скважины. По результатам исследований строится индикаторная диаграмма, по виду которой определяется закон фильтрации. Если индикаторная диаграмма имеет вид кривой линии, выпуклой к оси дебитов, то закон фильтрации нелинейный. Если индикаторная диаграмма имеет вид прямой линии, то закон фильтрации линейный. Обработка прямолинейной индикаторной диаграммы основана на использовании формулы Дюпюи. На прямой линии выбирается произвольная точка, для нее определяются значения дебита и депрессии , по которым определяется коэффициент продуктивности:

П о определенному коэффициенту продуктивности можно вычислить значение коэффициента проницаемости:

О бработка нелинейной индикаторной диаграммы может быть выполнена в соответствии с двучленной формулой притока. Для этого уравнение перепишем в виде уравнения: ΔP/Q=A+BQ. Индикаторная диаграмма перестраивается в координатах (ΔP/Q; Q) (рис.). Прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А:

По углу наклона прямой определяют коэффициент B=tgα

45. Обработка данных исследований газовой скважины при установившихся режимах.

И ндикаторная диаграмма газовой скважины в координатах (ΔP; Q_ат) является параболой и обработке не подлежит. По этой причине индикаторные диаграммы принято строить в координатах (P_к²-P_c²; Q_ат) с получением линейной зависимости.

При больших дебитах газовых скважин, и, следовательно, при больших скоростях фильтрации, может происходить отклонение от линейного закона фильтрации. При решении подобной задачи используют так называемую двухчленную формулу притока

где А – коэффициент фильтрационного сопротивления, учитывающий потери давления на трение; В – коэффициент, учитывающий инерционную составляющую фильтрационного сопротивления:

B= ρ_ат*р_ат*β/(2π²h²r_c√k) В формуле β – экспериментальная константа пористой среды.

Зная k определяем коэффициент гидропроводности

Индикаторная диаграмма газовой скважины, в случае фильтрации по нелинейному закону, строится в координатах (ΔP²/Q_ат; Q_ат) и имеет вид прямой линии с угловым коэффициентом В и отрезком А, отсекаемым на оси ординат. По этому отрезку можно определить фильтрационные параметры пласта. На последнем рисунке обработка индикаторной диаграммы по двухчленной формуле притока

36. Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах.

Г ДИ – комплекс мероприятий, проводимых на скважине с целью получения информации о состоянии пластовой ситстемы: 1) Фильтрационные характеристика пласта (прониц, проводимость, гидропроводность, пьезопроводность), 2) пластовое давление, 3) Информация о состоянии ПЗП, 4) Информации о характере строения коллектора (наличие трещин)

У становившийся режим – для определения свойств ОЗП (χ,ε,к). Индикаторную диаграмма Q=f(∆P). Если эксплуатационная скважина обводнена, то строят три индикаторные линии: по жидкости (суммарная), по нефти и по воде. Если вместо забойных давлений замеряют уровни (в глубиннонасосных скважинах), то по вертикальной оси откладывают, значения установившихся динамических уровней h_дин или установившуюся разность Δh=h_дин-h_ст, где -h_ст установившийся статический уровень при остановке скважины, измеренный от устья скважины. С математической точки зрения индикаторная диаграмма нагнетательной скважины является зеркальным отображением индикаторной диаграммы эксплуатационной скважины. Индикаторная диаграмма 1 является прямой – соответствует линейному закону Дарси. Кривая 2 указывает на увеличение продуктивности за счет подключения новых прослоев и уменьшения или снятия сопротивлений в призабойной зоне. Одной из причин появления кривой 2 может быть искажение прямой за счет проведения исследования при неустановившемся притоке. В общем же случае кривые приведенных типов являются вполне нормальными. Кривая 3 влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа. Коэффициент продуктивности определяется выражением: K=Q/ΔP=tgθ. Формула Дюпюи для определения притока жидкости: Q=(2πkh/μ) · (Pk-Pc/ln·rk/rc). К числу факторов имеющих отношение на форму индикаторной диаграммы относят: 1)нарушение линейного закона фильтрации. 2)уменьшение проницаемости в ОЗП , при уменьшении забойного давления меньше давления насыщения. 3)уменьшение проницаемости вследствие его сжимаемости при уменьшении давления. 4)изменение физических свойств жидкости. 5)изменение рабочей толщины пласта некачественное проведение исследований. Обработка индикаторных диаграмм при нелинейном законене фильтрации. В этом случае используется двучленная формула притока ∆Р=АQ+ВQ² индикаторная диаграмма выпукла к оси дебита (т.е. кривая 3). Разделим на Q. tgα=B – уклон прямой. Зная k определяем *h/μ

________________________________________________________________

Коэффициент продуктивности. Формула Дюпюи.

_______ Рассмотрим движение несжимаемой жидкости, имеющей вязкость μ, в однородном горизонтальном пласте постоянной толщины h в направлении от контура питания к скважине (рис.3). Давление на контуре питания Р_к, в скважине Р_с. Радиус контура питания r_к, скважины r_с. При постоянной мощности пласта и его однородном строении скорость фильтрации жидкости возрастает, достигая MAX-ма на стенках скважины. Движение жидкости предполагается установившимся плоскорадиальным; закон фильтрации – линейный (dv=f(dP)).

Если скв. гидродинамически несовершенна, то вместо r_c вводят – приведённый радиус., где С=С₁+С₂. С₁-учитывает несовершенство скважины по степени вскрытия. С₂-по характеру вскрытия, S – скин-фактор. Разницу P_к-Р_с=ΔР называют депрессией.

_________________________________________________________

Коэффициент извлечения нефти.

________________________________________________________________

Оценка состояния призабойной зоны пласта.

_  В процессе эксплуатации скважин продуктивность их по нефти снижается. Восстановление или повышение производительности скважин тесно связано с оценкой состояния призабойной зоны, что в свою очередь определяет своевременный выбор мероприятий по ее восстановлению. [c.106]     Известно, что при остановке скважины забойное давление увеличивается до тех пор, пока не достигнет пластового. Тогда при проведении виброобработок скважин [1] до пуска вибратора ГВЗ-108 мы будем иметь почти установившийся режим, характеризующийся уравновешиванием пластового давления с гидростатическим. Незаполненная часть скважины заполняется при вибровоздействии жидкостью и будетоказывать влияние на призабойную зону. Поэтому при вибровоздействии возникаютволны давления, которые распространяются из зон с более высокими давлениями к зонамболее низкого давления, т. е. волны давления будут распространяться по пласту. Наглубину проникновения волн давления в пласте могут оказывать влияние свойства пористых сред и технологические параметры процесса вибровоздействия. На экспериментальной виброустановке [2] были проведены опыты для выявления глубины проникновения виброударных волн по насыпному образцу. По длине образца (длина образца 2м) были установлены датчики давлений для оценки декремента затуханиявиброударных волн. Получено, что импульсы давления на торце образца не наблюдались. Тем не менее датчик давления, установленный на удаленном конце образца, показалнекоторое отклонение от положения равновесия, что объясняется увеличением порового давления. Следовательно, распространение волн давления при вибровоздействии вудаленной зоне скважин характеризуется повышением порового давления, а в призабойной зоне —пульсирующими виброударными волнами при повышенном поровом давлении. Увеличение порового давления как в удаленной, так и в призабойной зоне должно привести к изменению их состояния. Действительно, проведенные на Арланском месторождении промысловые эксперименты показали, что коэффициент проницаемостикак удаленной, так и призабойной зоны пласта, определенный по кривым восстановлениядавления, улучшается [3]. [c.67] _______________________________________________________________

Виды индикаторных линий.

__ _____________________________________________________________

Виды индикаторных диаграмм: Индикаторная линия прямая Индикаторная линия выпуклая  Индикаторная линия вогнутая  Индикаторная линия не из начала координат

Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений. Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси. Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.  Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

Исследования на неустановившихся режимах. Определяемые параметры.