Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 [ 63 ] 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78

глубину или радиус зондирования для нефтяных скважин вычисляем предварительно по формуле

П == •о

(XI. 24)

Для газовых скважин на место теплоемкости подставляем объемную теплоемкость газа Сг = Ср Yo в ктл/см" °С. В данном случае параметры кя г измеряются в см, t - в сек.

Рис. 38. Кривые забойной температуры в зависимости от логарифма радиуса зондирования при разных состояниях призабойной зоны.

В радиальном пласте с концентрической неоднородностью в условиях постоянного расхода жидкости имеется зависимость

if)-

(XI. 25)

Эту зависимость можно выразить и с помощью производной забойной температуры, поскольку между забойной температурой и распределением давлений в пласте существует определенная взаимосвязь. Полный дифференциал температуры, как показывает соотношение (V. 3), зависит от коэффициента Джоуля-Томсона и термического коэффициента адиабатического расширения t]s. Однако подробные исследования показали, что в условиях призабойной зоны основную роль играет эффект Джоуля-Томсона. Изменения

температуры от адиабатического эффекта в призабойной зоне незначительны и при обработке опытных кривых нецелесообразно учитывать факторы, влияние которых не превышает погрешностей измерений. Поэтому дальше будем учитывать только дроссельный эффект.

Если в формулу (XI. 25) вместо dp подставить отношение -

и учесть, что производная температурной кривой на рис. 38 1 =

= -j, то получим

(XI. 26)

что позволяет определить параметр - как функцию расстояния от скважины. Переводный коэффициент можно вычислить согласно (XI. 26) и (XI. 23) для отдаленного участка пласта, где можно принять, что проводимости по кривой давлений и температурной кривой равны

е, -1. (XI. 27)

Зависимость (XI. 25) для газовой скваживы следует записать так

поэтому

(XI. 28) (XI. 29)

где pr - давление газа в рассматриваемой точке.

Из (XI. 23) и (XI. 29) вытекает соотношение для газового потока

С другой стороны,

р(г)Рзаб (t)

(XI. 30) (XI. 31)

где АТзаб (t) - изменение забойного давления до момента времени t. Из (XI. 30) и (XI. 31) получаем для газовых скважин

[APsit)] /тг 2

(XI. 32)

Пользуясь значением коэффициента Джоуля-Томсона (XI. 27) для нефти или (XI. 32) для газа, переводим кривую забойных температур в кривую распределения давлений в пласте по формуле (XI. 31) для определенного момента времени t.

Характер коллектора в призабойной зоне скважины можно увидеть после построения кривых распределения давлений в полулога-

рифмической сетке координат 1р {г),\п - для нефтяных скважин

L о J

р(г),\п - -для газовых. На рис. 38 показаны 4 типа этих

о J

кривых. Прямая линия ОС соответствует однородному коллектору с постоянной проницаемостью в призабойной зоне. Кривая характеризует призабойную зону ухудшенной проницаемости в радиусе г вокруг скважины. Такая скважина требует проведения соответствующих мероприятий по интенсификации притока. Кривая типа ОА./з принадлежит скважине с хорошо проницаемой призабойной зоной в радиусе г, который может считаться в данном случае эффективным радиусом скважины. Кривая ОАзВС отличается кольцевой зоной заниженной проницаемости в пределах радиусов л < "в которой погашается весь эффект увеличенного эффективного радиуса скважины в зоне г < . Как видно, состояние призабойной зоны имеет решающее влияние на положение конечного участка кривойраспределения давления в пласте.

Из сказанного вытекает важный вывод о том, что определение коэффициента пьезопроводности и эффективного радиуса скважины по кривым нарастания давления в остановленной скважине является

неточным. В случае однородного радиального пласта параметр

можно определить, замерив отрезок Хэ на оси а; = In t, который отсекается касательной к конечному участку кривой восстановления

давления, построенной в виде функции Ар = f (In t). Тогда =

= -:ррг- . Но положение кривой Ар == f (In t) для нефтяной скважины или кривой --- = / (In t) для газовой на плоскости координат за-

висит ОТ СОСТОЯНИЯ призабойной зоны. При постоянной проводимости удаленных от забоя участков пласта касательная к конечному участку кривой нарастания давления смещается параллельно вверх или вниз в зависимости от гидравлических сопротивлений призабойной зоны. Таким образом, смещение касательной определяется состоянием призабойной зоны. Однако значение этого смещения нельзя измерить гидродинамическими методами и поэтому смещенная на неизвестный нам интервал касательная пересекает ось х = = \п t в точке, которая не дает количественного представления ни об эффективном радиусе, ни о пьезопроводности в удаленных участках пласта.

По этим же причинам трудно оценить важный параметр как mh, который обычно определяется лишь по кривым нарастания давления

mh = l--. (XI. 33)