Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении (стр. 5 из 13)
Забойным давлением называется давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление меньше пластового на величину забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышает пластовое на величину забойной депрессии.
Забойные давления определяются с целью гидродинамических исследований скважин и контроля работы скважин и скважинного оборудования путём прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважин.
Забойное давление определяется по формуле:
(3.1)Н=Н з. в. =ВНК+ амплитуда ротора + удлинение.
j см. - уд. вес смеси в зависимости от% воды.
Определение пластового давления.
Под пластовым давлением в скважине понимается величина давления на её забое в период её остановки (режим q=0). Пластовое давление в скважинах определяется при их исследовании (методом установившихся отборов для) получения данных, используемых при построении карт изобар и для контроля работы скважин. Пластовое давление в скважине определяется путём прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины в период её остановки. Пластовое давление рассчитывается по формуле:
(3.2) 
Н з. в. =ВНК+ амплитуда +удлинение
Н зам. - глубина замера
jсм. - уд. вес смеси
Снятие индикаторных кривых методом установившихся режимов.
При исследовании методов отборов непосредственно измеряется дебит добывающей скважины и соответствующее значение забойного давления последовательно на нескольких, достаточно близких к установившимся, режимах эксплуатации скважин.
Методом установившихся отборов определяется коэффициент продуктивности добывающей скважины.
(3.3)Q - дебит скважины
Р - разность между пластовым и забойным давлениями.
4. исследование методом восстановления давления (неустановившийся режим).
Метод восстановления давления используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в их районе.
В результате обработки материалов исследований скважин методом восстановления давления определяются комплексные параметры: гидропроводность пласта, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности. Обработка результатов осуществляется в следующем порядке:
По данным промысловых исследований строится график зависимости изменения забойного давления р от lg t:
р =P (t) - Pзаб., где
P (t) - текущее забойное давление скважины,
t - время, отсчитываемое с момента остановки или изменения дебита скважины, секундах.
2. На полученном графике выделяется конечный прямолинейный участок.
3. На оси абсцисс произвольно выбираются две точки lg t и lg t по графику определяются соответствующие значения р и р и расчитывается уклон прямолинейного участка по формуле:
4. Определяется коэффициент гидропроводности пласта по формуле:
(3.4)Q-дебит жидкости до остановки скважины в пластовых условиях, м/сут.
k-коэффициент проницаемости, Дарси.
h-эффективная работающая толщина пласта, определяется по геофизическим данным
вязкость нефти в пластовых условиях.b - объёмный коэффициент.
j - уд. вес жидкости в поверхностных условиях.
h - эффективная работающая толщина пласта.
Определяется К (коэффициент проницаемости) из формулы:
3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН
Определение пластового давления для построения карт изобар.
а) Для безводной нефти:
(3.5)где
j пл. - уд. вес нефти в пласте
Н з. в. = ВНК+ амплитуда стола ротора
Н ст. - статический уровень, замеренный при остановке скважины в затрубном пространстве
б). Для скважин с обводнённостью < 30%:
(3.6)где
j см. - уд. вес смеси в зависимости от% воды
Р затр. - затрубное давление при остановке скважин
в). Для скважин с обводнённостью
30%: 
(3.7)Где L-глубина спуска насоса (м), jв - уд. вес воды, Н ст. - статический уровень, j см. - уд. вес жидкости (смеси), Н з. в. - зеркало воды (ВНК + амплитуда стола ротора), Р затр. - затрубное давление при остановке скважины
3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие и обработка кривой восстановления (падения) давления
(метод неустановившихся режимов).
Кривые восстановления (падения) давления в нагнетательных скважинах снимаются глубинными манометрами.
1. На основании данных, сведённых в таблицу №1, строим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах р, lg t.
2. На прямолинейном участке кривой произвольно выбираем две точки с координатами р; lg t и р; lg t.
Определяем тангенс угла наклона этого участка по формуле:
3. Находим коэффициент гидропроводности:
(3.8)Q - приёмистость (м3/сут)
В - объёмный коэффициент жидкости, характеризующий отношение объёма жидкости в пластовых условиях к объёму в поверхностных условиях (после дегазации), для воды = 1,0, j - уд. вес жидкости в поверхностных условиях. Определяем коэффициент пьезопроводности:
(см2/сек), где (3.9)h - эффективная мощность пласта, определяемая по геофизическим данным Вж и Вс - коэффициенты сжимаемости жидкости и среды
Определяем приведённый радиус скважины:
(3.10)где
А - отрезок отсекаемый КПД на оси ординат
Определяем радиус призабойной зоны:
(3.11)t - время перехода во II зону.
3.2.4 Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин)
При установившемся режиме работы скважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законе определяется формулой Дюпии:
(3.12)где
Q - дебит скважины в пластовых условиях (см3/сек)
к - проницаемость пласта (д)
h - мощность пласта (см)
вязкость жидкости в пластовых условиях (спз)Рк и Рс - соответственно давление на контуре пласта и на забое скважины (кг с/см)
Rк и rс - соответственно радиус контура питания и радиус скважины
Из уравнения (1) найдём коэффициент продуктивности скважины К:
(3.13)Прослеживание уровня основано на методе последовательной смены стационарных состояний.
Предлагается, что радиус влияния скважин постоянен, а также, что жидкость несжимаема и возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равного радиусу влияния скважины.
Тогда, если предположить в каждый момент приток в скважину установившимся, то найдём:
(3.14)где
Рк - пластовое давление, Рс (t) - забойное давление. Если скважина не переливающая, то
(3.15)Приравнивая (1) и (2) и выражая Р в (1) через уровень, получим:
(3.16)где
где Нк и Нс (t) - соответственно статический и динамический уровни жидкости в скважине
q - плотность жидкости в пластовых условиях
F - площадь поперечного сечения колонны
Интегрируя (3), найдём
(3.17)(3.17) - уравнение прямой в координатах:
, или 
(3.18)где
НСО - уровень жидкости в скважине при установившемся состоянии. По углу наклона этой прямой к оси абсцисс tg найдём:
(3.19)Составляя (3.19) и (3.16), найдём коэффициент продуктивности:
(3.20)3.2.5 Обработка данных прослеживания уровня и построение графиков
По замерам динамического уровня жидкости в скважине строится график изменения уровня Н, t.
После замера восстановления давления в скважине, на устье зафиксировано избыточное буферное давление РУ;