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 ] 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

Глава XV Некоторые вопросы, связанные с исследованием скважин на приток

§ 1*. Вводные замечания

Если известны дебит и динамическое забойное давление, соответствующие какому-либо одному режиму работы скважины, то на основании только этих данных нельзя сделать никаких выводов но поводу ее производительности. Необходимо еще знать либо статическое забойное давление, замеренное во время остановки скважины, либо знать дебиты и динамические забойные давления, соответствующие другим режимам работы скважины. Отсюда следует, что для исследования производительности сквщины необходимо один раз или лучше несколько раз изменить режим ее работы. Всякая смена режима работы скважины вызывает неустановившиеся процессы перераспределения пластового давления. Длительность и многие характерные особенности этих процессов зависят от упругости пластовых жидкостей и самого пласта.

Поэтому при критическом анализе различных методов исследования скважин и при разработке самой методики их исследования необходимо считаться с факторами упругости пласта и насыщающих его жидкостей и газов. Чтобы понять ранее существовавшие методы исследования скважин, выяснить их ошибочность и выделить те особенности поведения скважин, которые зависят от упругости жидкостей и пласта, в первых параграфах данной главы будут рассмотрены некоторые вопросы в предположении, что пласт, и насыщающие его жидкости (вода и нефть) абсолютно несжимаемы. Затем будут указаны существенные проявления упругости нефти, газа, воды и самого пласта, влияющие на поведение скважин в процессе их исследования.

Кроме того, в этой главе будут выяснены все важнейшие факторы, влияющие на природу функциональной зависимости дебита скважины от перепада давления в ней.

Па основании анализа факторов, определяющих форму индикаторных кривых, будут сделаны выводы но поводу некоторых свойств коэффициентов нродуктивности скважин, способов аналитической обработки индикаторных кривых и возможности их экстраполяции.

Законы изменения забойного давления в скважине после ее остановки

При анализе всех вопросов, рассматриваемых в данном параграфе, условимся считать жидкость и нласт абсолютно несжимаемыми.

При мгновенной остановке чисто водяной (без газа) фонтанной скважины давление на ее устье, на забое и во всем пласте должно мгновенно перераспределиться и всюду должно мгновенно установиться соответствующее статическое давление. Такую же картину пришлось бы наблюдать, если бы нласт и скважины были заполнены несжимаемой газированной жидкостью, причем противодавление на устье было бы столь большим (нри малом диаметре штуцера), что не только во всем пласте, но и во всей скважине газ бы не выделялся из раствора.

В условиях только что упомянутых двух случаев нри внезапном закрытии устья скважины мгновенно прекращался бы приток жидкости к ее забою во всем пласте.

В действительности мгновенное восста- новление статического давления в скважине

после ее резкой остановки никогда не наблюдалось. Нефтяники, если и упоминали об этом, то объясняли факт постепенного восстановления давления только тем, что нри фонтанировании скважины обычно в верхней части колонны фонтанных труб и в затрубном пространстве, а иногда и в самом пласте, имелся выделившийся из раствора газ в окклюдированном или в свободном состоянии. Так как на самом деле давление восстанавливается постепенно и тогда, когда влияние газа совершенно не сказывается (в чисто водяных фонтанных скважинах), то приведенное объяснение недостаточно. Поскольку причины этого явления связаны с сжимаемостью не только газа, но и самих жидкостей и пласта, постольку мы не будем его анализировать в данном параграфе. Упомянем попутно, что иногда в течение некоторого периода времени после остановки фонтанных скважин наблюдается понижение давления на устье скважины (нри продолжающемся повышении давления на забое). Это наблюдается нри высокой температуре продуктивного пласта и объясняется остыванием, а потому и увеличением удельного веса жидкости в самой скважине после ее остановки.

Рис. 126. Глубоконасосная скважина; статический EF и динамические MTV, CD уровни жидкости в ней.

§ 2*. Законы изменения забойного давления в скваэюине после. . . 375

Перейдем к изучению явлений, которые можно было бы наблюдать в насосных скважинах, если бы не только нласт и жидкость были абсолютно несжимаемыми, но если бы столб жидкости в скважине не был газирован.

После прекращения работы насоса уровень жидкости в затрубном кольцевом пространстве будет повышаться, жидкость будет продолжать притекать к забою скважины. Выясним законы повышения динамического уровня в насосной скважине после ее остановки нри различных законах фильтрации жидкости в пласте.

Па рис. 126 приведено схематичное изображение насосной скважины: АВ - насосные трубы в скважине, CD - установившийся динамический уровень в кольцевом затрубном пространстве перед остановкой длительно работавшей скважины, EF - статический уровень жидкости в скважине, MN - текущее положение динамического уровня через промежуток времени t с момента остановки скважины. Отмеченные на рис. 126 понижения So и S установившегося и текущего динамических уровней следует рассматривать как «остающиеся пути», которые должен пройти уровень жидкости вплоть до момента его полного восстановления. Поэтому, обозначая скорость движения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины через Vc и через h - путь, пройденный динамическим уровнем к моменту t, получим:

ибо So = const.

Дебит скважины Qt в момент времени t определится так:

Qt = vc-ac, (2, XV)

где (Тс - площадь затрубного кольцевого пространства, которую для простоты будем считать величиной постоянной (пренебрегая возможными изменениями диаметра обсадных и насосных труб).

В таком случае текущий дебит скважины, а следовательно, и скорость и Vc будут функциями нонижения уровня s:

= vc = fis). (3, XV)

Из формул (1, XV) и (3, XV), разделяя переменные, получим:

= -ё = -Щ (4: XV)

или, интегрируя.