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

Определение коэффициента проницаемости по коэффициенту продуктивности возможно лишь в условиях безводной

нефти и при рзаб > рнас.

На основании построенной индикаторной линии или найденного коэффициента продуктивности скважины с учетом заданного дебита устанавливается соответствующий режим работы скважины.

Одночленная формула притока жидкости Q = КАр, выраженная прямой индикаторной линией, справедлива лишь при линейном законе фильтрации. При отклонении от линейного закона фильтрации получается индикаторная линия, выпуклая к оси дебитов. В этих условиях справедлива двучленная формула

Ap = AQ + 5Q2.

Первый член этой формулы выражает потери напора, вызываемые трением жидкости в порах пласта, которые зависят от дебита и вязкости жидкости. Второй член выражает потери напора, обусловленные инерционными свойствами жидкости, которые зависят от дебита во второй степени и плотности жидкости.

При неустановившемся режиме проводят исследование фонтанных скважин методом восстановления забойного давления. При этом после остановки скважины наблюдают за скоростью восстановления забойного давления во времени. Результаты наблюдений и вычисленные данные заносят в таблицу по следующей форме: точки наблюдений, время t, с, Ap, кг/см2. По полученным данным строят кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах Ap и Ig t и определяют наклон к оси абсцисс (угловой коэффициент) прямолинейного участка этой кривой по двум крайним точкам:

i = tga = Ap" -AP1 .

Ig t" - Ig t1

Если масштабы на осях координат взяты произвольно, то геометрическое значение угла а может и не соответствовать найденному наклону i. В этом случае продолжение прямолинейного участка кривой до пересечения с осью ординат находят длину отрезка

A = i Ig, (3.4)

где X - коэффициент пьезопроводности, см2/с; r0 - приведенный радиус скважины, см.

Коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура пи-тапия

к = 0,183iQb, Д, ih

где Q - дебит скважины, см3/с; b - объемный коэффициент нефти; h - эффективная мощность пласта, см.

Из этой формулы может быть найдена гидропроводность пласта:

= 0,183 Qbb, Д.

Из формулы (3.4) можно найти приведенный радиус скважины:

2,25х см,

10 A i

к 3 /

где X -1-V - пьезопроводпость пласта, см /с; x - вяз-

кость нефти, сП; m - коэффициент пористости; Рж - коэффициент сжимаемости нефти, кг/см2; Рп - коэффициент сжимаемости породы, кг/см2.

Приведеппый радиус скважины может получиться и больше действительного радиуса в тех случаях, когда в призабойной зоне имеются трещиповатость (естественная или полученная при перфорации) или каверны, образованные путем частичного выноса песка в процессе эксплуатации скважины.

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

ig ig

В некоторых случаях при исследовании скважины методом восстановления давления не удается получить па графике в координатах р и ig t прямолинейный участок. Это объясняется влиянием па характер кривой восстановления давления продолжающегося во время остановки скважины притока жидкости под действием упругих пластовых сил. Тогда данные ис-следовапия скважины надо обрабатывать дифференциальным или интегральным методом.

3.5. Обслуживание фонтанных скважин

Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и т.п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.

Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.

При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти, количества воды и песка.

Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка.

Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть.

При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.