Конспект. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое)
 Скачать 75.46 Kb.
|
|
Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое) Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины. Методом восстановления (падения) давления можно исследовать фонтанные, глубиннонасосные (со штанговыми насосами или ЭЦН), периодически эксплуатируемые, пьезометрические и нагнетательные скважины. Изменение давления прослеживается непосредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим (дебит). Для учета притока нефти после закрытия скважины на устье необходимо прослеживать изменение давления на буфере и в затрубном пространстве. С достаточной для практики точностью изменение давления на забое после мгновенной остановки скважин (или изменения дебита) при отсутствии свободного газа в призабойной зоне может быть выражено уравнением  (7. 1)где  — изменение дебита скважины в пластовых условиях; р(t) — текущее давление на забое скважины; рс — забойное давление до изменения режима работы скважины;  — коэффициент пьезопроводности пласта в районе исследуемой скважины;rcпр — приведенный радиус, учитывающий несовершенство скважины; t — время с момента изменения режима эксплуатации скважины. Уравнение (7. 1) можно представить в следующем виде:  (7. 2)Следовательно, в полулогарифмических координатах кривая восстановления давления является прямой линией с углом наклона  к оси lg t (рис. 7. 1) и с отсекаемым прямой на оси  отрезком В (7. 3) (7.4)7.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты. Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой. Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований – КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем. 1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр. 2. Резко останавливают или пускают скважину в работу. 3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения Pзаб во времени t  4. Определяют  5. Результаты полученных значений заносят в таблицу:
6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах р, lgt(Рис. 7.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами  lg t1 и  lg t2 и определяется угловой коэффициент прямой . (7.5) Рис. 7. 1. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах. Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой  lg t должны отвечать неравенствам ; (7.6) , (7.7)где Rк — радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами). Указанные пределы (7.6), (7.7) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой). При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта. Измеряется отрезок В на оси  от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.7. Проводят обработку данных КВД а) определяется угловой коэффициент прямой  (7.8)по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта ;  (7.9)определяют подвижность нефти в пласте   (7.10)определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины  (7.11)б) Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна: (7.12)- определяют  ;  (7.13)- определяют пьезопроводность пласта χ: 1) Если скважина совершенная и rc известен по долоту то,  (7.14)2) Если скважина несовершенная, то χ определяют по формуле Щелкачева  (7.15)где ж - коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости; с – коэффициент объёмный упругости пористой среды; m – коэффициент пористости. Параметры, входящие в формулу (7.15) могут быть определены в лабораторных условиях. - по величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство  (7.16)- дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:  (7.17)где  - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти в поверхностных условиях. |