Приток жидкости и газа к скважинам

Процесс движения жидкостей и газа в пористой среде называется фильтрацией. Такое название этому процессу дано потому, что, в отличие от движения по трубам, в пористой среде жидкость и газ перемещаются не сплошным потоком, а отдельными мелкими струйками, которые многократно изменяют свое направление, фильтруясь через каналы, образованные частицами породы.

Фильтрация жидкостей и газа в пласте возможна лишь при перепаде давления в различных участках пласта. Этот процесс происходит от зон с повышенным давлением к зонам с меньшим давлением — забоям эксплуатирующихся скважин.

Как было сказано, на жидкости и газы в пласте действует определенное давление — пластовое. Пластовое давление— это давление, замеренное в закрытой скважине при отсутствии отбора из нее жидкости и газа.

Уровень жидкости в скважине, устанавливающийся при этом, называется статическим уровнем. Расстояние до уровня измеряется сверху от устья скважины, а высота столба жидкости от забоя до статического уровня.

где Н — глубина скважины, м; h — расстояние от устья до уровня, м.

Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполняющей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. По показаниям манометра, установленного на устье, при закрытой скважине, определяют разницу между пластовым давлением и давлением выше столба жидкости, заполняющей скважину.

При эксплуатации скважины давление на ее забое (забойное давление) становится ниже пластового и в скважине, вернее в ее затрубном пространстве, устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамическим. Естественно, что динамический уровень всегда ниже статического.

Количество нефти, поступающей к забою скважины, зависит от проницаемости пород пласта, вязкости нефти и перепада давления или разности между пластовым и забойным давлениями (рпл—Рзаб). Наиболее четко прослеживается зависимость, между количеством поступающей нефти (дебитом скважины) и перепадом давления. Эта зависимость при определенных пределах дебитов близка к линейной, т. е. с увеличением переиздана единицу давления получают примерно один и тот же прирост дебита скважины. Уравнение притока нефти в скважину при этом представляется в следующем виде:

где Q — дебит нефти, т/сут; К — коэффициент продуктивности, численно равный приращению дебита скважины на единицу снижения забойного давления (учитывается, что пластовое давление величина постоянная; р_пл = const); р_пл и р₃аб — пластовое и забойное давление в любых единицах; в большинстве случаев давление измеряют в кгс/см² (0,1 МПа).

Зная коэффициент продуктивности и пластовое давление, можно определить производительность скважины, задаваясь, значением снижения забойного давления.

^: Коэффициент продуктивности определяют по данным специальных исследовательских работ, техника проведения которых различна и зависит от способа эксплуатации скважины.

В простейшем виде сущность исследования скважины на приток состоит в следующем. Замеряют дебит скважины, эксплуатируемой на каком-то определенном режиме, и одновременно замеряют забойное давление. Затем изменяют режим работы скважины и вновь одновременно замеряют дебит скважины и забойное давление. По данным замеров устанавливают зависимость дебита скважины от забойного давления.

Зная дебиты жидкости и соответствующие им перепады давления (депрессии), можно построить кривую зависимости притока жидкости от депрессии, которая называется индикаторной линией. Для этого строят график, на котором по вертикальной оси откладывают значения перепадов давления, а по горизонтальной оси — значения дебитов. На этом графике каждому значению перепада давления соответствует определенный дебит жидкости.

По форме индикаторные линии могут быть не только прямыми, но и выпуклыми относительно оси дебитов (кривая 2 на рис. 76).

Выпуклыми индикаторные кривые получают в случае, когда вместе с нефтью из пласта извлекается газ, а также при больших перепадах давления. Максимальная производительность скважины возможна при р₃аб = 0; эту производительность называют потенциальным дебитом

Отбор жидкости из скважины, равный потенциальному дебиту, практически невозможен, так как при любых способах эксплуатации в скважине сохраняется какой-то столб жидкости, оказывающий давление на забое.

При исследовании скважины дебиты жидкости (нефти, воды) замеряют на поверхности с помощью расходомеров различной конструкции или объемным методом — по приросту объема за единицу времени. Дебиты газа определяют газовыми счетчиками— расходомерами. Пластовые и забойные давления замеряют глубинными манометрами, спускаемыми в скважину на высокопрочной стальной проволоке.

Глубинные манометры выпускают для различных пределов

измерения, причем наивысший предел для отдельных типов их

равен 100 МПа. Максимальная измеряемая температура от 100

до 160° С. Габаритные размеры манометров: длина — до

1800 мм, диаметр 25, 32 и 36 мм.

Для спуска в скважину манометров и других приборов применяют механизированные лебедки, смонтированные на авто-

Рис. 76. Индикаторные линии зависимости дебита от перепада давления: