Определение потенциала скважины

Во время эксплуатации скважины флюид должен пройти:

- в пласте (пористой среде);

- в зоне заканчивания (перфорации, гравийной набивки или фильтров);

- в вертикальном лифте (НКТ, предохранительные, обратные, сбивные клапаны);

- в системах механизированной добычи (погружные насосы, газлифтные клапаны);

- через устье и инженерные сооружения, по сборным коллекторам до сепаратора, где производится отделение газа и увеличение давления для дальнейшей транспортировки скважинной жидкости.

Соответственно при работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в каждом элементе системы. Все виды потерь давления связаны с продуктивностью скважины.

В пласте движение жидкости определяется депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением.

Следующий перепад давления создается между гидродинамическим

Рис.7.8.1 – Движение жидкости давлением на забое и давлением на буфере.

 

Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности.

Четыре вида давления влияет на работу скважины:

- пластовое давление;

- забойное давление;

- устьевое (буферное) давление;

- линейное давление.

Перепад давления в системе будет изменяться с течением времени работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования пласта до сепаратора называются узлами, а проведение анализа влияния изменения давления на производительность системы называется узловым анализом NODAL. Ниже рассмотриваются эти узлы.

 

Движение нефти в пласте

Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины, и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию, параллельно профиля пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в ПЗП. График изменения давления в окрестности скважины представлен на рис. 7.7.2 и называется депрессионной воронкой. Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины. Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т.д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин-эффектом. Т.о. любые препятствия, возникающие при течении флюида, в пласте, ПЗП, подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются СКИНом. СКИН в природных условиях равен 0. При создании дополнительных сопротивлений вскрытии пласта, эксплуатации или ремонте скважин – величина СКИНа становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения.

 

Рис. 7.8.2 – Изменение пластового давления при фильтрации жидкости по пласту от зоны дренирования к забою скважины

 

Движение жидкости в коллекторе происходит по закону Дарси и характеризуется формулой:

, 7.8.1

где μ_н - вязкость пластового флюида; r_скв. – радиус скважины; k – проницаемость; S – скин; β_н – пластовый объемный фактор; r_др – радиус зоны дренирования скважины; h – толщина пласта. Графически данная зависимость выглядит так:

 

 

 

	J
			Qmax

 

 

Q

При однофазном течении жидкости При могофазном течении жидкости

 

Индекс или коэффициент продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое.

J = PI = q_н / (Р_пл. – Р_заб)_. 7.8.2

Угол наклона индикаторной кривой опредляется коэффициентом продуктивности.

Формула Вогеля для пласта, не имеющего нарушений и с добычей при давлении ниже давления насыщения основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа:

(7.8.3)