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 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122

Рис. 3.7. Виды индикаторных кривых

закону, что обычно имеет место при газонапорном режиме или больших дебитах. В этом случае коэффициент продуктивности будет величиной переменной, уменьшающейся по мере увеличения депрессии.

При n > 1 зависимость между дебитом и депрессией представляется вогнутой линией (кривая 3); такие кривые являются результатом неустановившихся капиллярных эффектов в пласте, которые могут возникнуть при некоторых условиях движения жидкости в мелкопористой среде. Так как вогнутые кривые характеризуют неустановившийся режим, то определять по ним коэффициент продуктивности нельзя.

По индикаторной кривой можно определить дебит скважины при всех промежуточных значениях забойного давления, предсказать значение дебита при изменении пластового давления, а также судить о характере движения жидкости в при-забойной зоне пласта.

Из уравнений притока жидкости в скважину следует, что при р заб = р пл дебит скважины Q = 0; при р заб = 0 дебит скважины достигает максимального значения. Этот дебит называется потенциальным; он характеризует максимальную производительность скважины при полном снятии противодавления на пласт.

В большинстве случаев индикаторные линии бывают представлены выпуклыми кривыми, или же прямолинейная вначале линия переходит затем в выпуклую. При таких индикаторных линиях коэффициент продуктивности является величиной переменной, разной для каждого участка линии.

В условиях, когда рзаб > pпас (где pпас - давление насыщения нефти газом) и НКТ спущены до верхних отверстий фильтр а, коэффициент продуктивности

К = -

Q2 - Q1

Рзатр

где Q1 и Q2 - дебиты скважины при режимах работы I и II,

м3/сут; рзатр и рзатр - затрубные давления на устье скважины

при режимах I и II соответственно:

В условиях, когда рзаб < рнас (независимо от глубины спуска НКТ), коэффициент продуктивности

Q2 - Q1

рзаб - рзаб

где Рзаб и рзаб - забойное давление при режимах I и II соответственно.

Часто при больших депрессиях линейный закон фильтрации нарушается, и прямая индикаторная линия искривляется. В таких случаях коэффициент продуктивности определяют по прямолинейному участку индикаторной линии. При этом исследуемая скважина должна давать однородную жидкость.

При добыче обводненной нефти строят индикаторные линии - одну для всей жидкости, другую для нефти и третью для воды. При помощи этих линий определяют составляющие общего дебита при каждом режиме.

Если скважину исследовали при недостаточных пределах изменения депрессии, для установления технологического режима работы скважины индикаторные кривые экстраполируют. Прямые индикаторные линии можно экстраполировать до 1,75 Apmax, а кривые - до 2,25 Apmax, где Apmax - максимальная депрессия, полученная при исследовании.

Для экстраполяции кривых индикаторных линий, а также для непосредственного установления режима работы скважины по уравнению притока необходимо определить пластовое давление рпл, коэффициент продуктивности скважины К и показатель степени ".

По данным исследования скважины при трех разных режимах получим

Q1 = К Q2 = К Q3 = К

- рзаб) ;

/л рзаб

/л рзаб

Путем совместного решения этих уравнений относительно n находят:

рпл ~ рзаб

р пл" рзаб

Q2 Q1

р пл ~ р заб

рпл рзаб

Среднее значение

+ n2 )/2.

Пластовое давление рпл находят предварительно непосредственным замером его глубинным манометром (после остановки скважины) или графическим путем нахождения точки пересечения индикаторной линии с осью давлений (при Q = 0).

Из уравнения притока (3.3) коэффициент продуктивности

(р пл - р заб f

n находят

Для большей точности аналогично определению среднее значение коэффициента продуктивности K.

По коэффициенту продуктивности скважины можно найти коэффициент проницаемости и пьезопроводность пласта

где K - коэффициент продуктивности скважины, см3/с/(кг/см2), который определяется по коэффициенту продуктивности с размерностью т/сут/(кг/см2) путем умно-

11,57(здесь bп - объемный коэффициент нефти;

жения па

рп - плотность дегазированной нефти, т/м3); \i - вязкость нефти в пластовых условиях, сП; Як - половина среднего расстояния между скважинами, м; гс - радиус забоя скважины (считая по долоту), м; C - общий коэффициент гидродинамического совершенства скважип; h - эффективная мощность пласта, см.