Коэффициент продуктивности скважины

Содержание

Определение коэффициента продуктивности скважин (стр. 1 из 4)

Коэффициент продуктивности скважины

Введение

1 Технико-технологический раздел

1.1 исследование скважин на приток

1.2 Виды индикаторных диаграмм

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

1.4 Методы увеличения продуктивности скважин

2 Расчетно-практический раздел

2.1Определение проницаемости призабойной зоны

2.2 Определение продуктивности скважин

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. Коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии.

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления.

Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Виды продуктивности:

1. Продуктивность по нефти

Методы исследований скважин и пластов:

1. Гидродинамические

2. Дебитометрические

3. Термодинамические

4. Геофизические

Виды индикаторных диаграмм:

1. Индикаторная линия прямая

2. Индикаторная линия выпуклая

3. Индикаторная линия вогнутая

4. Индикаторная линия не из начала координат

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 ра­за по сравнению с разработкой на естественных режимах.

1технико-технологичеий раздел

1.1 Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Определяют величину депрессии на пласт. Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.

Где – Депрессия.

— Пластовое давление.

— Забойное давление.

Строят индикаторную диаграмму в координатах (рис.1)

(рис. 1)

На индикаторной линии берут любую точку Р определяют её координаты и находим коэффициент продуктивности скважины:

где К — Коэффициент продуктивности скважины.

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта

Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу). Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления:

Где — Давление на любой момент времени.

— Давление на забой до остановки скважины.

(рис.2)

Исследование скважин — комплекс работ по:

· установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину

· опре­делению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне

· отбору глубин­ных проб нефти

· измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней

· контролю за техни­ческим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами — эхолотами.

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.

Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

1.2 Виды индикаторных диаграмм

(рис. 3)

1) 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.

2) Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.

3) Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.

4) Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии:

где η — Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].

Q — Дебит скважины [м³/сут].

ΔP — Депрессия [МПа].

Pk — Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].

Pc — Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине.

Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

где η0 — Потенциальная продуктивность [см3/сек/атм].

— Коэффициент гидропроводности пласта (k — проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ — динамическая вязкость жидкости [сП]).
B — Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия).

Rk — Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами).

rc — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Источник: http://MirZnanii.com/a/24811/opredelenie-koeffitsienta-produktivnosti-skvazhin

Продуктивность по нефти

Коэффициентпродуктивностиопределяется порезультатамгидродинамическихисследованийи эксплуатациискважин.

Используязамеры на квазистационарных режимах(установившихся отборах), получаютиндикаторные диаграммы (ИД), представляющиесобой зависимость дебита от депрессииили забойного давления. По наклонуиндикаторной линии определяют фактическуюпродуктивностьнефтянойскважины.

Продуктивность по газу

Зависимостьдебита газовых скважин от депрессиисущественно нелинейна вследствиезначительной сжимаемости газа. Поэтомупри газодинамических исследованияхвместо коэффициента продуктивностиопределяют фильтрационные коэффициентыипоквадратичному уравнению:

Прималых депрессиях приблизительнокоэффициент продуктивностипогазу связан с фильтрационным коэффициентомсоотношением:

Уравнение Дюпюи

УравнениеДюпюиявляется интегральной формойзаконаДарсидля случая плоскорадиальногоустановившегося потока несжимаемойжидкости к вертикальной скважине.Уравнение Дюпюи связывает продуктивныехарактеристики скважины (дебит,продуктивность) и фильтрационныесвойств пласта (гидропроводность,проницаемость).

[Править] Потенциальная продуктивность и гидропроводность

Поуравнению Дюпюи потенциальнаяпродуктивностьскважины связана сгидропроводностью выражением:где—потенциальнаяпродуктивность[см3/сек/атм], которая может бытьполучена от совершенной скважины (приотсутствиискин-фактора),—коэффициент гидропроводности пласта(—проницаемостьгорной породы[Д],—эффективная толщинаколлектора[см],-динамическаявязкостьжидкости [сП]),—коэффициентобъёмного расширения(для пересчётаобъёма жидкости из поверхностных впластовые условия),—радиус контура питания (воронки депрессии)[см], то есть расстояние от скважины дозоны пласта, где давление полагаетсяпостоянным и равным текущему пластовомудавлению (примерно половина расстояниямежду скважинами),—радиус скважины по долоту в интервалевскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Длянесовершенной скважины уравнение Дюпюипринимает следующий вид:где—фактическаяпродуктивностьнесовершенной скважины,—скин-фактор.

Понятиео гидродинамическом совершенствескважин

Впромысловой практике для эффективногопланирования и регулирования процессаразработки месторождений необходимознать потенциальные добывные возможностикаждой скважины.

Известно,что установившийся приток несжимаемойжидкости в гидродинамически совершеннуюскважину описывается формулой Дюпюи:

,(4.1)

гдеQс — величина притока в пластовых условияхв гидродинамически

совершеннуюскважину, м3/с;

к- коэффициент проницаемости пласта взоне дренирования

(проницаемостьпласта), м2;

h- эффективная нефтенасыщенная толщинапласта, м;

Рпл- давление в пласте на контуре питанияскважины (пластовое

давление),Па;

Рзаб- давление в скважине в интервалепродуктивного пласта

(забойноедавление), Па;

∆р- величина перепада давления, движущегопластовую

жидкостьк забою скважины (депрессия на пласт),Па;

µ- коэффициент динамической вязкостижидкости, Па*с;

Rк- радиус кругового контура питанияскважины, м;

Rс- радиус скважины по долоту, м.

Этаформула справедлива для установившегосяплоско-радиального притока несжимаемойоднофазной жидкости к одиночной скважине,расположенной в центре кругового пластарадиусом Rк , дренирующей открытым забоемоднородный пласт по всей его толщине.

Важно отметить, что при логарифмическомраспределении давления в дренируемомпласте вокруг работающей скважиныосновная доля перепада давленияприходится на зону пласта, примыкающуюк забою скважины.

Так, если притокосуществляется от контура питания,находящегося на расстоянии 300 метров,до стенки скважины радиусом 10 сантиметров,то половина всего перепада давлениятратится на продвижение жидкости впористой среде в зоне вокруг скважинырадиусом всего менее шести метров.

Дляоднородного пласта расчет распределениядавления между стенкой и контуромпитания скважины удобно вести по формуле:

(4.2)

гдер(r) — давление в пласте на расстоянии rот центра скважины.

Приведенныйпример ярко иллюстрирует тот факт, чтопризабойная зона играет определяющуюроль в притоке жидкости к скважине.Поэтому незначительное ухудшениепроницаемости в этой зоне приводит ксущественному снижению величины притокав скважину, что равносильно соответствующемуснижению ее дебита.

Условияпритока жидкости или газа в реальнуюскважину отличается от притока вгидродинамически совершенную скважинутем, что в призабойной зоне пласта и набоковой поверхности реальных скважинвозникают дополнительные фильтрационныесопротивления из-за искривления исгущения линий токов.

Источник: https://StudFiles.net/preview/4521325/page:4/

Способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин

Способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважинИзобретение относится к газовой промышленности, в частности к промысловым исследованиям продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин. Сущность изобретения: в работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление и дебит.

Останавливают скважину на устье и регистрируют кривую восстановления давления (КВД) — кривую восстановления давления на забое во времени до пластового. После полного восстановления давления производят замер пластового давления.

По полученным данным производят графическую обработку кривой восстановления давления (КВД) и определяют угловой коэффициент прямолинейного участка и временную характеристику пересечения начального и прямолинейного участков.

Затем определяют радиус призабойной зоны по соответствующей формуле. 2 ил., 4 табл.

, , ,

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к промысловым исследованиям продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин.

Наиболее близким к изобретению является способ исследования на стационарных режимах фильтрации пластового газа, который заключается в измерении пластового давления, забойных давлений и дебитов исследуемой скважины на 5-6 стационарных режимах и последующим определении коэффициентов а и b из уравнения притока Рпл2 Рзаб2 а˙Q + b˙Q2методом наименьших квадратов.

Недостатком способа является невозможность применения данного способа в скважинах, работающих с минимальным дебитом, обеспечивающим вынос жидкости с забоя из-за того, что при изменении режима в таких скважинах нарушается принцип стационарности, лежащий в основе метода.

Задачей изобретения является создания таких условий в реализации способа, которые бы позволили производить исследование газоконденсатных скважин преимущественно малодебитных.

В таких газоконденсатных скважинах производить исследование на 5-6 стационарных режимах невозможно, что может существенно снизить точность измерения коэффициента продуктивности скважин, а в отдельных случаях определение коэффициента продуктивности малодебитных скважин становится невозможным.

Сущность изобретения заключается в том, что способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин, включающий изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины и измерение устьевых и забойных параметров, при этом перед изменением режима фильтрации производят замер дебита устьевых и забойных давлений исследуемой скважины на технологическом режиме, а изменение режима фильтрации на нестационарный производят путем остановки скважины, при этом регистрируют кривую восстановления давления на устье и на забое скважины, а коэффициент продуктивности определяют в соответствии со следующими математически выражением: a 0,889 ·

· ln

(1) где βI- угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД), обработанный в координатах Рзаб2от lgt;
Qо дебит скважины перед остановкой скважин для записи КВД, тыс˙м3/сут; 0,889 коэффициент пропорциональности;

Rс радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м;

Rпр.з. радиус призабойной зоны, м, определяемый из соотношения
Rпр.з=

(2)
κ- величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважин, м3/с;
tн.у. время восстановления начального участка КВД, с; κ

(3) где Vдр дренируемый объем, м3; h эффективная толщина вскрытия интервалов, м;

tв время восстановления пластового давления, с;

π- коэффициент ≈3,14.

Изобретение является промышленно применимым, так как может быть использовано в промышленности, в частности газовой для промысловых исследований газоконденсатных скважин. Предлагаемый способ определения коэффициента продуктивности позволяет, регистрируя параметры на одном технологическом режиме скважины и путем перевода скважины на нестационарный режим фильтрации с последующей регистрацией кривой восстановления давления и обработкой данных по вышеприведенным зависимостям, определять коэффициенты продуктивности любой низкодебитной скважины. На фиг. 1 приведена обработка кривой восстановления давления (КВД) в координатах Рзаб2 от lgt; на фиг. 2 зависимость

(МПа2 сут/тыс˙м3) от Qг.с. (тыс˙м3/сут).

Линия 1 (фиг. 2) характеризует результаты исследований предлагаемым способом, линия 2 исследования на стационарных режимах фильтрации. Способ осуществляется следующим образом. В работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление Рз.о. и дебит Qо, затем останавливают скважину на устье и регистрируют КВД-кривую восстановления давления на забое во времени Рз(t)i до пластового Рпл. После полного восстановления давления производят замер пластового давления Рпл. По полученным данным производят графическую обработку КВД в координатах Рз2(t) от lgt (фиг.1) и определяют угловой коэффициент βIпрямолинейного участка и временную характеристику пересечения начального и прямолинейного участков (tн.у.). Затем определяем радиус призабойной зоны Rпр.з. по формуле
Rпр.з=

где tн.у. время восстановления начального участка КВД, с;
κ- величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м2/с; κ

, где Vдр дренируемый объем, м3; h эффективная толщина вскрытых интервалов, м;

tв время восстановления пластового давления, с;

π- коэффициент 3,14.

Коэффициент фильтрационного сопротивления а определяют по формуле a 0,889 ·

· ln

, где 0,889 коэффициент пропорциональности;
βI- угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку КВД обработкой в координатах Рзаб2 от lgt;
Qо дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс.м3/сут;
Rс радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м;
Rпр.з. радиус призабойной зоны, м.

Затем, подставляя значение коэффициента а в уравнение притока Рпл2- Рз2 aQo + bQo2, определяем коэффициент b по формуле b

где Рпл пластовое давление, МПа;
Рз.о. забойное давление перед остановкой скважины для записи КВД, МПа;
Qо дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс˙м3/сут.

П р и м е р. Предлагаемый способ испытан на шестнадцати скважинах Вуктыльского, одной Югидского, Западно-Соплесского и Василковского месторождений и двух скважинах Печоро-Кожвинского месторождения. В табл. 1,2,3 и фиг. 1 и 2 в качестве примера представлены результаты промысловых исследований скв. 133-Вуктыл с помощью предлагаемого способа и на стационарных режимах фильтрации. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные по исследованию предлагаемым способом, составили
а 2,1 х 10-3 МПа2 сут/тыс.м3;
b 1,26 х 10-5 (МПа2 сут/тыс.м3)2. По результатам исследований на стационарных режимах фильтрации эти коэффициенты имеют значение
а 1,95 х 10-3 МПа2 сут/тыс.м3;
b 1,33 х 10-5 (МПа сут/тыс.м3)2. В таблице 4 представлены основные результаты определения коэффициента а и b по трем исследованным скважинам. Сравнение коэффициента фильтрационных сопротивлений, определенных предлагаемым способом, с результатами исследований на стационарных режимах фильтрации дает удовлетворительную сходимость. Изобретение в сравнении с прототипом позволяет определять коэффициенты продуктивности исследуемых скважин.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, включающий изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины и измерение устьевых и забойных параметров, отличающийся тем, что перед изменением режима фильтрации производят замер дебита, устьевых и забойных давлений исследуемой скважины на технологическом режиме, а изменение режима фильтрации на нестационарный производят путем остановки скважины, при этом регистрируют кривую восстановления давления на устье и на забое скважины, а коэффициент продуктивности определяют в соответствии со следующим математическим выражением:

где βʹ — угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД), обработанной в координатах P2заб от lgt;
Qо — дебит скважины перед остановкой скважины для записи КВД, тыс · м3/сут; 0,889 — коэффициент пропорциональности;

Rс — радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатациионной колонны, м;

Rпр.з — радиус призабойной зоны,

κ — величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м2/с;
tн.у — время восстановления начального участка КВД,

где Vдр — дренируемый объем, м; h — эффективная толщина вскрытых интервалов, м;

tв — время восстановления пластового давления, с.

Источник: http://bankpatentov.ru/node/199530

Определение коэффициента продуктивности скважин

     Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

     Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой  зависимость дебита от депрессии  или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

     Зависимость дебита газовых скважин от депрессии  существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому  при газодинамических исследованиях  вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению: 

     При малых депрессиях приблизительно коэффициент  продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

Уравнение Дюпюи

     Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального  установившегося потока несжимаемой  жидкости к вертикальной скважине.

     Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

     По  уравнению Дюпюи потенциальная  продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

где η0 — Потенциальная продуктивность [см3/сек/атм].

— Коэффициент гидропроводности  пласта (k — проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ — динамическая вязкость жидкости [сП]). 
B — Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия).

 
Rk — Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами).

 
rc — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной  скважины уравнение Дюпюи принимает  следующий вид: 

где η — Фактическая продуктивность несовершенной скважины. S — Скин-фактор.

     Цель  исследования скважин заключается  в определении ее продуктивности, получении данных о строении и  свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Существуют следующие  методы исследований скважин и пластов:

  1. Гидродинамические
  2. Дебитометрические
  3. Термодинамические
  4. Геофизические

Гидродинамические исследования

Гидродинамические методы подразделяются на:

  • Исследование скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм).
  • Исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД).
  • Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

 

   Сущность  метода исследования на установившихся режимах

заключается в  многократном изменении режима работы скважины и,

после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного

давления. Коэффициент  продуктивности скважин определяют с

помощью уравнения: 

Где Q — Дебит скважины.

К — Коэффициент продуктивности.

Рпл — Пластовое давления.

Рзаб — Забойное давления.

n — Коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия

вогнутая относительно оси перепада давления.

     При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент  проницаемости ПЗП, подвижность  нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

     Исследование  скважин на неустановившихся режимах  заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД).

     Таким же образом можно исследовать  и нагнетательные скважины, регистрируя  скорость падения давления на устье  после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент  проницаемости пласта, подвижность  нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в  зоне дренирования скважины, а также  скин-эффект (степень загрязнения  ПЗП).

     Исследование  скважин на взаимодействие заключается в

наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в

одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в

других соседних скважинах (возмущающих).

     По  результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

     Для измерения давления на забое скважин  используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.

     По  принципу действия скважинные манометры  подразделяют на: 

  • Пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина.
  • Пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной.
  • Пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

 

Дебитометрические исследования 

     Сущность  метода исследований профилей притока  и поглощения заключается в измерении  расходов жидкостей и газов по толщине пласта.

     Скважинные  приборы, предназначенные для измерения  притока

жидкости и  газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения

поглощения (расхода) – расходомерами.

     По  принципу действия скважинные дистанционные  дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые  и с заторможенной турбиной на струнной подвеске.

Кроме своего основного  назначения, скважинные дебитомеры и  расходомеры используют и для  установления затрубной циркуляции жидкости, не герметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами. 

Источник: http://referat.yabotanik.ru/geologiya/opredelenie-kojefficienta-produktivnosti-skvazhin/186939/174551/page2.html

Расчет и методы увеличения производительности нефтяной скважины

Расчет и методы увеличения производительности нефтяной скважины

Производительность скважины – это один из ключевых параметров, определяющих полезность объекта и потенциальные возможности разработки всего месторождения. 

Этот термин обозначает количество сырья, извлекаемого из нефтяной или газовой скважины за определенный отрезок времени, и этот показатель зависит от нескольких аспектов, которые следует учитывать при бурении и разработке.

На производительность влияет степень гидропроводности пластов, вязкость нефтяного продукта, разница между давлением пластов и в забое.

Расчет производительности осуществляется с применением специальных формул, а увеличение параметров возможно несколькими способами.

Производительность нефтяной скважины – что это такое?

Производительностью скважины считается объем нефтепродуктов, которые можно получить в ходе разработки за определенное время, которое может исчисляться в часах, месяцах или определяться в течение года.

При этом большое значение имеет определение вязкости продукта, разница давлений, измеряемых для конкретных пластов, откуда добывается нефть, и призабойной зоны, под которой понимается тот пласт, который находится в области фильтра и примыкает к этой зоне для роста проницаемости и увеличения степени сообщаемости с самой скважиной. В случае, когда производительность снижается или оказывается изначально не слишком высокой при разработке, ее можно повысить, для чего применяются как традиционные, так и современные способы.

Методы увеличения производительности скважин

Всего существует три разновидности методов увеличения производительности скважин посредством влияния на призабойную зону:

  • Химические способы. Их обычно используют, если проницаемость стала хуже по причине отложения растворимых в реагентах веществ. В качестве примера можно привести соляно-кислотную призабойную обработку, метод СКО.
  • Механические способы. Их используют в твердой породе с низкой степенью проницаемости, основной вид работы – гидроразрыв пласта.
  • Тепловые способы применяются в случае отложения смол, парафина, асфальтовых компонентов или в случае фильтрации нефтепродукта высокой вязкости. В этом случае проводится прогрев призабойной зоны.

Помимо того, методы увеличения производительности могут быть комплексными: сочетание гидроразрыва с СКО, тепловой с кислотной обработкой. Выбор способа делается, исходя из условий конкретной скважины.

Обработка при помощи кислоты необходима для очистки при забойной области и компрессионных труб от отложений солей, парафиновых элементов, коррозионных продуктов, когда проводится запуск оборудования. При влиянии кислотных составов в породах появляются специфичные пустоты, из-за чего растет их проницаемость, что необходимо и для увеличения производительности скважины.

Для очистки забойных зон открытого типа и скважинных стенок применяются кислотные ванны, которые устраняют корку глины, цементных составов, смол, коррозийных продуктов и других наслоений.

При использовании важно рассчитать объем раствора, который не должен превысить стволовой объем на рассчитанный отрезок колонны.

Раствор должен быть выдержан внутри на протяжении 18-24 часов, после этого его удаляют из скважины при помощи промывочного процесса обратного типа, применяя воду.

Обычная обработка проводится для поднятия пластовой проницаемости, а работы под давлением выполняются для продавливания составов в затрудненные для проницания участки пласта, для чего используются пакеры.

Обработка нефтяных скважин пенокислотными методами используется, если пласт имеет увеличенную толщину и низкое давление; при этом в призабойную область вводится кислотный состав и пена ПАВ, для работы применяется специальный агрегат подачи кислоты, аэратор и компрессорное оборудование. Данный метод предпочтителен тем, что активные кислотные компоненты быстрее попадают в пласты, охват воздействия существенно увеличен за счет малой плотности пены, а наличие сжатого воздуха позволяет улучшить нефтяной приток в скважине и повысить показатели освоения.

Постепенная обработка пластовых слоев, если пласт имеет большую толщину, применяется для его наибольшего охвата. Особенно актуален способ при выводе скважины из процесса бурения или на первом этапе разработки.

Еще один комплекс методов – термохимические виды обработки, когда применяется соляная кислота вкупе с магнием, который содержится в головке-наконечнике, спускаемой в компрессионную трубу на требуемый отрезок. Метод подходит для очистки от парафинов, смолы и асфальтовых выделений.

Также для увеличения производительности нефтяных скважин используется термокислотный способ, в первой части которого делается термохимическая обработка, а затем меняется на обычное СКУ.

Наконечник с магниевым содержимым опускается на нужный отрезок, после чего закачивается нефтепродукт и кислота.

Для работы обычно используется 15-процентный раствор соляной кислоты, поскольку он оптимально подходит для подобной обработки.

Расчет производительности скважины

Данный показатель измеряется с заданной периодичностью посредством подключений нефтяных скважин к специальному оборудованию.

Мерник может работать как с одним, так и несколькими объектами, и при групповом исследовании полученные пробы перемешиваются и подаются в общий коллектор.

Клапанная система, которая представляет собой манифольд для распределения, позволяет, напротив, получить пробу конкретной скважины, не мешая при этом функционированию остальных.

При отображении производительности скважины следует учитывать несколько параметров: среднеарифметический результат за выбранный отрезок времени, изначальный экстремальный показатель и характеристику трансформации данного значения за определенный временной отрезок. Также для расчета производительности желательно знать дебит скважины по нефтепродуктам и показателям давления.

Чтобы держать производительность под контролем и правильно учитывать количество добываемых нефтепродуктов, а также уточнить показатели деятельности отдельных бригад, требуется правильно рассчитывать дебит и отслеживать изменения. Грамотный расчет производительности скважин сказывается на положительном развитии всей энергетической отрасли и позволяет уточнить стратегию разработки как отдельных месторождений, так и в целом полезных ископаемых.

Для расчетов нефтегазовой производительности используются специальные формулы. Так, чтобы рассчитать производительность газовой скважины, применяется классическая формула Дюпуи:

Согласно этой формуле, k – показатель проницаемости, р – степень пластовой продуктивности, Рпл – средний уровень давления, Рзаб – показатели давления в забое, μP0 – коэффициент нефтяной вязкости.

Чтобы рассчитать дебит для нефтяной скважины, у которой не установлен режим притока, применяют следующую формулу:

Здесь, помимо других данных, используется коэффициент нефтяного объема (B0), радиус скважины (rw) и степень пересчета (α).

Для расчета производительности скважины, которая имеет псевдоустановленный режим притока, применяют формулу следующего вида:

В вычислениях появляется skin фактор (S).

Наконец, для вычисления производительности для скважин с нормальным уровнем притока используют формулу:

Нетрудно заметить, что основным отличием является изменение показателя с 0,75 на 0,5.

В случае, если расчеты показывают нехватку производительности по конкретной скважине, данный результат можно увеличить, для чего применяются различные методы (выбор конкретного способа осуществляется, исходя из показателей дебита, геологических данных, перспектив развития месторождения, технических возможностей и ряда иных факторов). Так, одним из наиболее популярных методов является пластовый гидроразрыв, который используется при необходимости воздействия на призабойную область (впервые способ был применен в США).

Действия, нацеленные на рост производительности, осуществляются так, чтобы колонны НКТ оставались неразрушенными и не были деформированы, как и кольца, окружающие сверху и снизу продуктивный пласт. После этих мероприятий измерение проводится заново, чтобы оценить их эффективность.

Источник: http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/raschet-i-metody-uvelicheniya-proizvoditelnosti-neftyanoy-skvazhiny/

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.