А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Продовження припливу

Продовження припливу обумовлений не миттєвим закриттям свердловини на гирлі (повинно бути миттєве закриття на забої), стисненням газованого стовпа рідини в свердловині і підвищенням рівня рідини в неповній свердловині, відповідним підвищенню рз.

Дане рівняння не враховує продовження припливу рідини в свердловину, тому що еліптичний потік розвивається тільки при великому часі досліджень, коли впливом припливу можна знехтувати.

Вище було відзначено, що продовження припливу спотворює криві відновлення тиску. Іноді вихід кривих відновлення тиску на асимптоту вимагає тривалого часу.

Час відкачування розраховують з урахуванням триваючого припливу і зміни коефіцієнта подачі насоса при зміні динамічного рівня.

Найчастіше це пояснюється істотним впливом триваючого припливу (або відпливу) рідини з пласта в свердловину (або навпаки) після її закриття на гирлі. У цих випадках необхідно обробляти дані дослідження з урахуванням припливу рідини в свердловину після її зупинки.

Загальновизнано, що при інтерпретації КВД необхідно враховувати продовження припливу рідини в свердловину. В опублікованих методиках для ГС приплив до уваги береться.

Початковий криволінійну ділянку перетвореної кривої, обумовлений впливом триваючого припливу, опору фільтра і привибійної зони свердловин, а також інших чинників зазвичай не розглядається. Якщо застосовується метод еталонної кривої, то початкова ділянка фактичної кривої відновлення рівня, який не збігається зазвичай з еталонної кривої, також не розглядається.

Трп типові ділянки кривої відновлення. | Вплив різної проникності в привибійній зоні на криву відновлення перед виходом її на асимптоту (для однорідного пласта. Після зупинки на криву відновлення в перший час впливають продовження припливу рідини (газу) в вільну ємність свердловини (якщо остання менше ємності пласта), потім погіршена проникність навколо забою (скін-ефект), і тільки після цього крива виходить на свою асимптоту, що характеризує параметри пласта.

Перетворені за формулою (19 криві припливу рідини з пластів скв. 5213 на двох режимах експлуатації. З метою детального вивчення характеру перетворених кривих у всьому діапазоні триваючого припливу розрахунки виконані на ЕОМ, що дозволило отримати розрахункові точки через малі інтервали часу.

Отже, при цьому можуть спостерігатися хибні його значення в результаті триваючого припливу рідини в свердловину.

З метою перевірки запропонованої методики оброблена еталонна крива падіння дебіту, що представляє продовження припливу з пласта при відновленні забійного тиску свердловини, порахувати по теоретичного вирішення відповідної прямої задачі для наступних вихідних параметрів: 7о400 см3 /с - початковий дебіт; M /fx 500 - 10 мкм2 - м /(Па-с) - коефіцієнт гід-ропроводності; ГПР 10 см - радіус свердловини.

Крива зміни припливу J. Методи розрахунку параметрів пласта, що наводяться в практичних рекомендаціях і не враховують продовження припливу[29, 68, 74, 89], Грунтуються зазвичай на відомих режимі і тривалості експлуатації свердловини. Ця обставина робить ці методи кращими для розвідувальних і недавно введених в експлуатацію свердловин. Для цих свердловин порівняно легко можна витримати постійний дебіт відкачки або нагнітання з початку експлуатації до її зупинки. Для експлуатаційних свердловин облік історії їх роботи до зупинки виявляється здебільшого неможливим або дуже складною. Крім того, тривала зупинка експлуатаційної свердловини для отримання добре вираженою прямолінійною асимптоти перетвореної кривої відновлення часто буває небажаною з технологічних причин. Це дає додаткову аргументацію на користь методів обробки початкового ділянки кривих відновлення.

Крім завдання про миттєвої зупинки свердловини було також вирішено Питання про вплив триваючого припливу рідини в свердловину після її - закриття на КВД.

Криві відновлення забійного тиску з декількома прямолінійними ділянками. У промисловій практиці порушення прямолінійності спостерігається на початку графіка, це пояснюється триваючим припливом рідини в свердловину після її зупинки, так як практично неможливо досягти миттєвої зупинки свердловини (потрібен час на закриття засувок); в насосних свердловинах підвищується рівень від динамічного до статичного; сжимаемостью рідини в стовбурі свердловини при підвищенні тиску; виділенням вільного газу з нафти по стовбуру свердловини при зниженні тиску.

У зв'язку з зазначеними недоліками виникла необхідність створити спосіб визначень параметрів пласта, який дозволив би врахувати продовження припливу рідини в свердловину після її зупинки і використовувати початкова ділянка кривої відновлення тиску.

Експериментальні точки тільки після закінчення деякого часу лягають на пряму відповідно до рівняння (519), що пояснюється триваючим припливом рідини в свердловину після її закриття.

Промислові графіки зміни забійного, межтрубного і буферного тиску. Якщо в процесі нормальної експлуатації значна частина стовбура свердловини (як в колоні НКТ, так і особливо в просторі між колоною НКТ і обсадних) заповнена вільним газом, форма кривої відновлення тиску (КВД) істотно залежить від триваючого припливу рідини з пласта. Розроблено і в практиці досліджень застосовується ряд методів обробки КВД з урахуванням цього фактора.

Початкова ділянка 1 в координатах ДР-Igi складається з двох ліній. Спочатку реєструється продовження припливу на забій свердловини після її зупинки - перша лінія (послеексплуа-сті приплив) з мінімальним нахилом, так як приплив після оста-новки відбувається в вільну ємність свердловини з дуже малим фільтраційним опором, а потім - область скін-ефекту.

У деяких випадках при дослідженні свердловини ке вдається отримати прямолінійний ділянку кривої відновлення тиску в координатах Др, Igt. Найчастіше це пояснюється істотним впливом триваючого припливу (або відпливу) рідини з пласта в свердловину (або навпаки) після її закриття на гирлі. У зазначених випадках необхідно обробляти дані дослідження з урахуванням припливу рідини в свердловину після її зупинки.

Зміна гирлового тиску в герметичному межтрубном, просторі при РПрРнас в період. I-роботи насоса. II-накопичення рідини в міжтрубному t просторі (fop - момент зриву ср подачі. В цей момент газ із газової шапки потрапляє в насос, відбувається зрив подачі і відключення погружг ної установки. Після цього в міжтрубномупросторі рівень рідини підвищується за рахунок триваючого припливу з пласта . Одночасно підвищується і тиск газу в газовій шапці.

Зміна гирлового тиску в герметичному міжтрубномупросторі при РПрРяас в період. I-роботи насоса. II-на. У цей момент газ із газової шапки потрапляє в насос, відбувається зрив подачі і відключення погружной установки. Після цього в міжтрубномупросторі рівень рідини підвищується за рахунок триваючого припливу з пласта. Одночасно підвищується і тиск газу в газовій шапці.

Описана методика інтерпретації кривих відновлення тиску (КВД) в свердловинах, що експлуатуються з забійними тиском нижче тиску насичення Шляхом чисельного рішення рівнянь фільтрації газованої рідини показана можливість визначення по КВД фазової гідропроводності нафти і газу. Розглянуто як миттєва зупинка свердловин, так і обробка КВД в разі триваючого припливу рідини в свердловину після її зупинки.

Тому зняття КВД-ККД має бути тривалим. В цьому випадку можна не враховувати дані декількох вимірів, знятих безпосередньо після зупинки свердловини і сильно спотворені з - за триваючого припливу рідини в свердловину і скін-ефекту.

У малодебітних свердловинах вихідні дані визначаються зі значними помилками, тому перетворені дані можуть мати великий розкид точок і виділення прямолінійного ділянки важко. Тому простеження за відновленням тиску повинно бути відносно тривалий час, щоб можна було не враховувати дані декількох вимірів безпосередньо після зупинки свердловини, які сильно спотворені - за триваючого припливу рідини в свердловину і скін-ефекту.

Для дослідження малопроду сгів-них насосних свердловин на це потрібно багато часу і застосування описаної методики стає недоцільним. А іноді і при тривалих зупинках свердловини на графіку, побудованому в координатах Ар - In t, не вдається отримати прямолінійний ділянку в зв'язку з великим впливом на характер відновлення тиску триваючого припливу рідини з пласта в свердловині після її закриття на гирлі через стиснення газу і газорідинної суміші в свердловині.

На контурі харчування щільність нафти (або газу, якщо поклад газова) є сталою і дорівнює найбільшому значенню. У момент зупинки відбір нафти з свердловини миттєво припиняється дереза контур харчування продовжує надходити колишній кп. За рахунок триваючого припливу у напрямку до свердловині неф ть стискається, її щільність повишартр. 
На контурі харчування щільність нафти г постійна і дорівнює початковому значенню. У момент зупинки відбір нафти з свердловини миттєво припиняється, а через контур харчування всередину першої зони продовжує надходити колишню кількість нафти, що дорівнює сталому дебіт свердловини перед зупинкою. За рахунок триваючого припливу всередині першої зони відбувається стиснення нафти і підвищення її щільності, в реззгльтате чого тиск в цій зоні починає відновлюватися; одночасно відбувається деяке збільшення обсягу норовить простору цієї зони. Оскільки швидкості руху в радіально сходяться напрямках зростають, то найшвидше тиск відновлюється в самій свердловині і найбільш повільно поблизу контуру харчування. В умовах пружного режиму з часом темп відновлення тиску падає. Теоретично в нескінченному пласті тиск на забої зупиненої свердловини повністю відновиться через нескінченно великий час. Насправді в реальних пластах, що мають обмежені розміри, відчутний процес відновлення тиску в свердловині припиняється значно раніше.

На контурі харчування щільність нафти постійна і дорівнює початковому значенню. У момент зупинки відбір нафти з свердловини миттєво припиняється, а через контур харчування всередину першої зони продовжує надходити колишню кількість нафти, що дорівнює сталому дебіт свердловини перед зупинкою. За рахунок триваючого припливу всередині першої зони відбувається стиснення нафти і підвищення її щільності, в результаті чого тиск в цій зоні починає відновлюватися; одночасно відбувається деяке збільшення обсягу порового простору цієї зони. Оскільки швидкості руху в радіально сходяться напрямках зростають, то найшвидше тиск відновлюється в самій свердловині і найбільш повільно поблизу самої свердловини. Але поблизу контуру харчування плотностей між поточним і початковим значеннями мінімальна, тому тут тиск відновлюється раніше, ніж в інших областях; відновлення тиску поблизу кордонів контуру веде до безперервного зменшення воронки депресії. В умовах пружного режиму темп відновлення тиску падає.

На контурі харчування щільність нафти (газу або води) постійна і дорівнює початковому значенню. У момент зупинки відбір нафти з свердловини миттєво припиняється, а через контур харчування всередину першої зони продовжує надходити колишню кількість нафти, що дорівнює сталому лебіту свердловини перед зупинкою. за рахунок триваючого припливу всередині першої зони станься стиснення нафти і підвищення її щільності, - в ре - 9jль таті чого тиск в цій зоні починає відновлюватися; одночасно відбувається деяке збільшення обсягу порового простору цієї зони.

КВД без урахування припливу, незначна. Ця умова добре виконується, якщо свердловина заповнена негазованої рідиною. В інших випадках продовження припливу може спотворити одержувану криву. Для вирішення питання про можливість застосування використовуваних методів обробки для кожного конкретного випадку необхідно знати тиск насичення Рнас нафти газом. Ця величина, строго кажучи, повинна бути не нижче забійного тиску. Дослідження останніх років показують, що без великої погрішності методом відновлення тиску в тому вигляді, в якому він застосовується при однофазному потоці, можна користуватися і в випадках, коли забійні тиск нижче тиску насичення не більше, ніж на 15%, але в процесі відновлення стає вище тиску насичення.

Оаісанний метод найбільш поширений. Недолік його полягає в тому, що при побудові кривих відновлення тиску в координатах Др, In t замість очікуваної прямої часто отримують ламану лінію. Далі, ділянка кривої відновлення тиску, побудований за даними при триваючому припливі рідини, розтягується, а основна ділянка різко звужується. Тому при обробці кривої в цих координатах важко уникнути помилок.

Окремим випадком зміни режиму роботи свердловини є її зупинка. Саме цей прийом використовується найбільш часто при випробуваннях як розвідувальних, так і експлуатаційних свердловин. При цьому реєструється темп відновлення забійного тиску (або рівня) в свердловині в процесі триваючого припливу. Значення фільтраційного витрати на забої свердловини виходять, як правило, дифференцированием кривої відновлення тиску. Численні методи розрахунку параметрів за даними випробування свердловин способом їх зупинки після роботи з постійним (або змінним) дебітом протягом часу t0 можуть бути поділені на дві основні групи.

Криві падіння тиску після зупинки нагнетательной скв. 4119. У табл. 36 і 37 наводяться дані спостережень за падінням тиску на буфері скв. На обох кривих, побудованих в полулогарифмических координатах Ар - lg t, чітко виділяються дві ділянки /і II, перший з яких характеризує привибійну зону, а другий - більш віддалену. Криві відновлення тиску переливають нагнітальних свердловин обробляються за методикою Ар - lg t, що не враховує продовження припливу в свердловину після її зупинки. Як відомо, для нагнетательной свердловини, розташованої в однорідному пласті і повністю заповненою закачиваемой водою, теоретично[94]крива відновлення тиску, побудована в осях Ар - lg t, повинна бути прямою лінією. Тангенс кута нахилу лінії до осі lg t залежить від провідності khl i пласта, а величина відрізка В, який відсікається на осі Ар при lg t 0 - від ступеня гідродинамічного досконалості свердловини. Як показує досвід дослідження, ці лінії, побудовані за фактичними даними, ніколи не є прямими. Тому можна вважати, що їх вигини відображають неоднорідність зон пласта, що оточують досліджувану свердловину.

Наведений вище метод дослідження можна застосовувати також і для глубіннонасосной свердловин з високою продуктивністю, коли рівень відновлюється швидко і приплив рідини незабаром після зупинки свердловини стає невеликим порівняно з дебітом до зупинки. Для дослідження малопродуктивних насосних свердловин на це потрібно дуже багато часу і застосування описаної методики стає недоцільним. А іноді і при тривалих зупинках свердловини на графіку в координатах Ар - In t не вдається отримати прямолінійний ділянку в зв'язку з великим впливом на характер відновлення тиску триваючого припливу рідини з пласта в свердловину після її закриття на гирлі через стиснення газу і газорідинної суміші в свердловині.

Наведений метод дослідження можна застосовувати також і для глубіннонасосной свердловин з високою продуктивністю, коли рівень відновлюється швидко і приплив рідини незабаром після зупинки свердловини стає невеликим порівняно з дебітом до зупинки. Для дослідження малопродуктивних насосних свердловин на це потрібно багато часу і застосування описаної методики стає недоцільним. А іноді і при тривалих зупинках свердловини на графіку, побудованому в координатах Ар - In t, не вдається отримати прямолінійний ділянку в зв'язку з великим впливом на характер відновлення тиску триваючого припливу рідини з пласта в свердловині після її закриття на гирлі через стиснення газу і газорідинної суміші в свердловині.

До другої групи належать методи, що враховують триває після зупинки приплив рідини в стовбур свердловини або у вільний затрубний простір. Інтерес до цієї групи методів обумовлений наступним. По-перше, перетворені криві відновлення рівня збігаються з лінійної асимптотой лише при досить великих значеннях часу. Наприклад, в роботі[52]відзначається, що в деяких випадках отримати криву з прямолінійним ділянкою не вдається протягом 2 - 3 год і більше. По-друге, форма кривих відновлення рівня при триваючому припливі має зазвичай такий вид, що завжди на ній може бути виділений прямолінійний ділянку, який можна помилково прийняти за шукану асимптоту. І, нарешті, по-третє, для експрес-методу найбільш цікавий саме початкова ділянка кривої відновлення. Це дає можливість отримати деякими способами більше число параметрів, ніж за прямолінійним перетвореному графіком.

Природно очікувати, що колекторські характеристики пласта, певні по кривій відновлення тиску з урахуванням припливу, будуть відрізнятися при вимірюванні його свердловинним дебітоміром і обчисленні через збільшення забійного і гирлового тисків, У зв'язку з цим можна припустити різний вплив цих факторів на коефіцієнт гідропроводності пласта на різних вихідних режимах експлуатації. Для вивчення цього питання досліджений ряд однопластових (щоб виключити вплив перетоків між шарами) свердловин Ромашкинского родовища. Як приклад на рис. 26 і 27 наведені результати дослідження скв. Відомості про вихідні режимах її експлуатації і певні за запропонованою методикою коефіцієнти гідропроводності наведені в табл. 41 і 42 де вказані аналогічні результати ще по двом свердловинах. Для порівняння тут показані також результати обробки кривих відновлення тиску з урахуванням і без урахування припливу. При обробці використані як виміряні, так і обчислені значення збільшення забійного тиску і триваючого припливу в свердловину.