Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

температура в скважине в °С; tK — комнатная температура, при которой поверялся прибор, в °С.

Температура в скважине для внесения температурной поправки замеряется одновременно с давлением, для чего применяются ртут­ ный максимальный термометр или манометрический регистриру­

где Тп „ — температура воздуха у скважины, при которой про­ водилась нулевая линия; М — масштаб записи в °С/мм (по паспорту прибора); L'r — значение ординаты, записанной термометром на диаграмме, в мм.

Глубинные температуры замеряют также при температурных исследованиях скважин с целью выделения работающих и поглоща­ ющих горизонтов, определения интервалов притока газа, нефти и воды, интервалов поглощений и перетоков, а также для оценки продуктивности каждого интервала. Для этого на необходимых глубинах снимают термограммы и сопоставляют их с термограммой пластовых температур (геотермой), характеризующей геотермический градиент.

3. Определение забойного давления в фонтанной скважине по затрубному давлению на устье

Практически могут быть три варианта решения этой задачи.. Первый вариант. Фонтанные трубы спущены до верхних отвер­ стий фильтра. Забойное давление больше давления насыщения (Рзаб >Гнас)> свободного газа у башмака подъемных труб нет,,

газовый фактор скважины низкий.

Для определения забойного давления необходимо удалить газо­ вую подушку из затрубного пространства путем многократного выпуска газа в атмосферу. Затрубное давление замеряют в момент,,

гДе Рбаш — давление у башмака подъемных труб; /?захр — затрубноедавление в кгс/см2; L — глубина спуска фонтанных труб в м; рС =

2Ь

на поверхности.

Этот способ дает неточные результаты из-за погрешности при определении средней плотности нефти р0р. Но для сравнительной оценки забойных давлений при различных режимах работы сква­ жины указанная неточность не имеет значения.

Второй вариант. Фонтанные трубы также спущены до верхних отверстий фильтра, по забойное давление меньше давления насы­ щения (Рзаб<С Ризе)- У башмака подъемных труб часть газа нахо­ дится в свободном состоянии, газовый фактор высокий. В атом случае все затрубное пространство обычно заполняется одним газом, и за­ трубное давление на устье отличается от забойного лишь на величину давления, создаваемого весом столба газа.

Абсолютное забойное давление (в кгс/см2) с различной степенью

z — коэффициент сжимаемости газа, зависящий от давления и тем­

в. Без учета изменения плотности газа по высоте столба п при постоянной температуре газа t = 20° С

Приведенные для второго варианта формулы определения забой­ ного давления неприменимы при обводненной нефти. Расчет по этим формулам дает близкие результаты (разница составляет около 1%).

Третий вариант. Подъемные трубы находятся в скважине выше верхних отверстий фильтра.

22

-скважины в т/сут и определяют забойное давление в кгс/см2 (глубпнны.\г манометром или расчетом по затрубному давлению).

На основании полученных данных строят в прямоугольной си­ стеме координат индикаторную диаграмму.

При однофазном движении жидкости по пласту к забою скважины и линейпом законе фильтрации индикаторная линия будет прямая.

Уравнение притока в этом случае имеет вид:

Ар — перепад между пластовым и забойным давлением в кгс/см2.

.до верхних отверстий фильтра , коэффициент продуктивности может

где (?і и @о — дебиты скважины при первом и втором режимах работы в т/сут; Рзатр и р’затр — затрубное давление на устье сква­ жины при первом и втором режимах эксплуатации в кгс/см2.

В условиях, когда рзаС<С Phzc 11 независимо от глубины спуска фонтанных труб, коэффициент продуктивности может быть опре­ делен по формуле

гДе Рзаб и Рзао — забойное давление при первом и втором режимах в кгс/см2.

Часто при больших депрессиях линейный закон фильтрации нарушается и прямая индикаторная линия искривляется. В таких ■случаях коэффициент продуктивности определяют по прямолиней­ ному участку индикаторной линии. При этом исследуемая скважина должна давать однородную жидкость.

При добыче обводненной нефти строят три индикаторные ли­ нии — одну для всей жидкости, другую для нефти и третью для воды. При помощи этих линий точно определяют составляющие общего дебита при каждом режиме.

Если скважину исследовали при недостаточных пределах изме­ нения депрессии, для установления технологического режима работы скважины индикаторные кривые экстраполируют. На основании практических данных установлено, что прямые индикаторные линии

.24

Для экстраполяции кривых индикаторных линий, а также для непосредственного установления режима работы скважины по урав­ нению притока необходимо определить пластовое давление рпл, коэффициент продуктивности скважины К и показатель степени п.

По данным исследования скважины при трех разных режимах можно написать следующие уравнения:

Пластовое давленпе рпл находят предварительно непосредствен­ ным замером его глубинным манометром (после остановки скважины)

где значения Q и рзаб найдены при исследовании, а рпл и п должны быть определены ранее.

Для большей точности аналогично определению п следует найти среднее значепие коэффициента продуктивности К.

По коэффициенту продуктивности скважины можно определить коэффициент проницаемости пласта в пределах призабойной зоны скважины [42]:

где К — коэффициент продуктивности скважины в см5/с-кгс, кото­ рый определяется по коэффициенту продуктивности с размерностью

25