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

иы тогда определяется не по уравнению (2.1-2), а по уравнениям Мас-кета и Эвердингена (Фрик, 1962):

2knh

In г/Гскв

li-нВн

(2.1-4) (2.1-5)

Интеграл есть функция давления потому, что с понижением давления будут выделяться газ в пласте и уменьшаться проницаемость для нефти ka. Если состав нефти не изменяется, то ее вязкость д,н будет уменьшаться, так как давление падает; однако с выделением газа увеличивается вязкость жидкости. С понижением давления объемный коэффициент пластовой нефти Ва уменьшится благодаря дегазированию.

Руст РгЪ

Рис. 2.1-1. Кривая притока в скважину

Рис. 2.1-2. Построение кривой продуктивности для газированной жидкости

но в СВОЮ очередь увеличится благодаря увеличению объема нефти. Совокупным результатом всех этих изменений является графическая иллюстрация уравнения (2.1-5), которая более или менее близко напоминает кривую 1(р) на рис. 2.1-2. То, что эта кривая, характеризующая приток, построена для истощеиных пластов, подтверждается следующими соображениями. Интегральная кривая зависимости f(p) определяется графическим интегрированием для первоначального давления рз. СТ и различных конечных давлений ря.ш- По интегральной кривой определяется кривая F(p), вдоль которой давление рз. д изменяется при данном рз. СТ- В процессе исследования данной скважины выра-2лкк

жение

1ПГ/Гска

сохраняется постоянным и может быть обозначено

константой Решение уравнения (2.1-4) тогда будет иметь вид

9н=-(Рз.д) Рз.ст. (2.1-6)

т. е. график изменения суточного дебита нефти скважины будет иметь изгиб очень похожий на крутую кривую рис. 2.1-2, Индикаторная кривая скважины, фонтанирующей газированной нефтью, будет вогнутой снизу. Кривые, выпусклые снизу - результат небрежных измерений (например, если во время исследования скважины не добились стабилизации дебита). Если продуктивные пласты представлены песчаниками, уравнение (2.1-6) может быть достаточно хорошо аппроксимировано формулой

9„= (Рз.ст-Рз.д)". (2.1-7)

где п=1. В соответствии с системой обозначений, использованной в уравнении (2.1-3), здесь / = /.

Сравнение площадей I и II ниже кривой (f(p), представленной на рис. 2.1-2, показывает, что суточный дебит нефти при данном перепаде давлений {ра, ст-рз. д) должен быть меньше, если пластовое давление падает. Это означает, что если все другие параметры равны, то с уменьшением пластового давления в процессе разработки залежи дебит скважины будет постепенно уменьшаться даже если депрессия на пласт останется постоянной. Уменьшение дебита можно временно предотвратить путем увеличения депрессии (Рз. ст-Рз. д), т. е. таким образом, чтобы динамическое забойное давление падало быстрее, чем пластовое.

Для трещиноватых известняков соотношения отличаются от уравнения (2.1-7). Например, формула индикаторной кривой для незначительно сжимаемой пластовой жидкости становится следующей:

9„ = « (Рз. ст - Рз .д) + Ь (Рз. „ - 9з .д)«, (2.1 -8)

где а и b - константы пласта.

Практически индикаторные кривые скважины обычно строятся по данным изменения давлений на устье скважины, что достигается установкой фонтанных штуцеров различных размеров. Каждому давлению на устье скважины соответствует свое забойное давление. После стабилизации давления на устье скважины измеряются динамическое забойное давление и дебит скважины. Исследования скважины обычно проводятся на 3-5 режимах. Статические и динамические забойные давления обычно замеряются с помощью скважинных манометров. Если кольцевое пространство у башмака насосно-компрессорных труб не перекрыто, а динамическое забойное давление меньше, чем давление насыщения добываемой жидкости, то давление рз. д у башмака колонны насосно-компрессорных труб можно вычислить по давлению на устье скважины рк. р.

(1.2-3) и (1.2-4), подставляя /i = Lckb и 9ст = 0. Тогда

Расчетную зависимость можно получить из уравнений

Рз.д-Рк.ре . (2.1-9)

при исследовании скважины установившийся дебит газа qci, отнесенный к стандартным условиям, также определяется для каждого индивидуального забойного давления. На рис. 2.1-3 приведены характерные кривые, построенные по результатам исследования скважины. Кривая газового фактора Roqr/qu построена на основании данных

8 7 6

30 40

50 вр

Рис. 2.1-3. Параметры режима работы скважины, полученные по результатам се исследования

qcT и (/н, относящихся К каждому индивидуальному значению динамического забойного давления; видно, что в данном конкретном случае Ro имеет минимум. По-видимому, такой минимум встречается часто. Объяснить это можно влиянием некоторых механических явлений, происходящих в пласте. Если нет другого указания относительно определения динамического забойного давления, то целесообразно эксплуатировать скважину при Rmm и соответствующем дебите нефти qu. В этом случае для подъема 1 м нефти требуется минимальное количество пластового газа. При смене фонтанного штуцера в процессе исследования скважины необходимо обращать внимание на следующее: 1) давление на устье скважины не должно быть меньше давления на входе в выкидную линию; 2) если в процессе исследования скважины фонтанный штуцер заменяется на другой меньшего диаметра, то при повторном запуске скважины с открытым затрубным пространством могут произойти некоторые снижения.

Затрубное пространство во время установившейся добычи нефти обычно заполняется газом. Давление столба газа на уровне башмака подъемной колонны равно давлению поднимающейся в колонне жидкости у ее башмака ртр. б- В том случае, когда поток жидкости начнет