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

РРг+{Ре~Рг){\ё--<); h ==h, + {h-hi) {\ J

где Ри hi - первоначальное давление на забое скважины и напор жидкости; Реу hk-те же значения в равновесном состоянии в закрытой скважине. Переписав уравнение (4)

P-Pi h~h. А

видим, что полулогарифмическая зависимость давления или подъема жидкости и времени должна быть линейной. Если получить такую линейную зависимость, где наклон yugc/A, можно подсчитать Сп. Из уравнения (2) видно, что Сп -теоретический коэффициент продуктивности. Вследствие строгих ограничений справедливости уравнения (2) и (3) кривые нарастания давления от времени были мало использованы при определении коэффициентов продуктивности. В некоторых случаях, где условия были благоприятны , их применение дало результаты, сравнимые с полученными непосредственно по зависимости «дебит - перепад давления» или определенными по данным анализа кернов.

Если течение однородно, то переходный процесс роста, или снижения давления, вызвавший определенные изменения в продуктивности скважины, МОЖНО подсчитать, учитывая сжимаемость пластовой жидкости. Однако промысловые измерения для определения полных переходных процессов и последуюшдя обработка полученных данных гораздо более сложны, чем при использовании приближения к установившемуся состоянию. Испытания подобного рода были проведены лишь в нескольких случаях.

Эта методика была использована для определения конечного равновесного давления р, в фонтанируюш,их скважинах. Подобное применение имеет

лишь эмпирическое значение ввиду сомнительной справедливости лежащих в основе указанной методики уравнений (2) и (3) для переходных состояний в фонтанных скважинах, где жидкость в трубах находится в аэризованном состоянии. Разработать обобщенную теорию для переходного нарастания давления в фонтанных скважинах с движением нефти и свободного газа в стволе скважины вполне возможно, но практическая ее применимость сомнительна, так как ее количественные характеристики зависели бы от распределения жидкостей в фонтанных трубах.

где Q - текущий дебит, Ре - пластовое давление; р - мгновенное давление на забое скважины. Если при поступлении в скважину с площадью сечения ствола А жидкость имеет однородную плотность Ухи то Q можно выразить как

где h - мгновенная высота столба жидкости в скважине, а - ускорение силы тяжести. Из комбинации уравнений (2) и (3) следует, что

5.7. Приложение измерений коэффициента продуктивности.

Несмотря на значительные трудности количественного истолкования отдельных определений коэффициента продуктивности, на практике они имеют большое значение. Если измерения в группе скважин на одном промысле были проведены в одинаковых условиях, то их относительные значения важны, так как они выражают относительные мощности и проницаемость участков пласта, дренируемых отдельными скважинами. Были опубликованы обоснованные корреляции между начальным коэффициентом продуктивности и суммарной нефтеотдачей за период в 3V2 года для скважин на одном и том же промысле. Вычисление потенциальных свободных дебитов как произведения коэффициента продуктивности и пластового давления имеет практическое значение в известных нефтедобывающих районах. Эти потенциалы применялись штатными контрольными органами в формулах, определяющих допустимы© отборы нефти в отдельных скважинах на промысле. Вычисление таких потенциалов делает ненужными испытания действительного дебита 2, которые по ряду причин были нежелательны или непрактичны.

Эти вычисленные потенциалы вряд ли согласовались бы с результатами действительных испытаний, если бы таковые были проведены, но их относительные величины могут отражать довольно близко сравнительную производительность.

Коэффициент продуктивности дает средство для оценки результатов химической обработки скважин или ремонтных работ. Сравнение коэффициента продуктивности до и после обработки является лучшим критерием для выявления эффекта проведенной работы, чем абсолютные дебиты нефти при постоянном диаметре штуцера или иных произвольно выбранных условиях. До того, как замеры коэффициента продуктивности вошли в практику, результат обработки кислотой забоев глубиннонасосных скважин часто недооценивался, так как текущий дебит после обработки ограничивался производительностью насоса. Между тем замер коэффициента продуктивности указал бы на возросшую эксплуатационную производительность и необходимость смены диаметра насоса. Коэффициент продуктивности представляет собой физически важный критерий эксплуатационной производительности пласта и отражает параметры теоретических формул (параграф 5.5) в значительно большей степени, чем непосредственные измерения проницаемости на кернах. За исключением осложнений, связанных с течением многофазной жидкости и влиянием неустановившегося состояния, коэффициент про-

На старых промыслах были установлены приближенные статистические корреляции между суммарной нефтеотдачей и начальными свободными дебитами.

2 Испытания на свободный дебит представляют сомнительное физическое значение, так как максимальные производительности скважин могут-быть ограничены скорее размерами фонтанных труб и насосного оборудования, чем продуктивностью пласта.

дуктивности является интегральной равнодействующей по большой массе пласта, в то время как керн представляет бесконечно малый образец породы, дренируемой через скважину. Однако коэффициент продуктивности осредняет данные притока по вертикали и всей площади пласта, поэтому не дает сведений об изменениях, происходящих в продуктивной зоне по вертикали.

Длительные изменения коэффициента продуктивности отражают общие изменения в состоянии и характере пластовых жидкостей. При условии, что в скважине не произошла закупорка забоя или затопление продуктивного горизонта водой, падение коэффициента продуктивности в месторождениях с «режимом растворенного газа» можно увязать с падением пластового давления (ростом вязкости нефти) и насыщения нефтью (уменьшение проницаемости для нефти). Хотя промысловые данные еше не установили количественной зависимости этого вида, но на практике часто наблюдается качественная связь между истощением пласта и убывающим коэффициентом продуктивности К Замеры коэффициента продуктивности вместе с наблюдениями над газовым фактором имеют значение для объяснения ненормальностей в работе скважины на пластах с «режимом растворенного газа». Газовый фактор и коэффициент продуктивности в основном зависят от насыщения коллектора нефтью, с учетом пластового давления, вязкости нефти, растворимости газа и насыщения водой.

Так, при помощи уравнения 5.2 (5) можно подсчитать соотношение эффективной проницаемости для газа и нефти из замера газового фактора. Это относится непосредственно к условиям у забоя скважины. Но если дебит скважины и перепад давления малы, можно рассматривать вычисленное /d/kn как приближение к среднему значению для коллектора, дренируе-мого скважиной. То же объяснение приложимо" к относительной проницаемости для нефти ки/к, подсчитанной при помощи уравнения 5.2 (7) или 5.5 (3) из замера коэффициента продуктивности; /Си с и кг/кп выражают определенные значения насыщения нефтью, если известно насыщение пласта водой. Если нефтенасыщения совершенно неустойчивы, можно сделать вывод о влиянии внешних факторов на коэффициент продуктивности, или газовый фактор. Если нефтенасыщение, определяемое газовым фактором, намного выше, чем полученное из коэффициента продуктивности, необходимо рассмотреть возможность местной закупорки призабойной зоны скважины. Если газовый фактор указывает на более низкое насыщение пласта нефтью, чем коэффициент продуктивности, причина этого может заключаться

Наблюдалось, что в области, где пластовое давление поддерживается нагнетанием воды выше точки насыш,ения, коэффициент продуктивности остается существенно постоянным. Одновременно в скважинах на этой пло-цтади, где давления упали ниже точки насыщения, коэффициент продуктивности снизился в 5-10 раз. Возможно, что это снижение в некоторой степени обусловлено образованием водонефтяного притока.