Коэффициент продуктивности скважин

Коэффициент продуктивности скважин:

• количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
• это отношение дебита скважины к депрессии.
  

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти и газа.

Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины.
Не менее 4 раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки.
При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления.
Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Определяют величину депрессии на пласт.
Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта.
Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу).
Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления.

Исследование скважин - комплекс работ по:

• установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
• определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
• отбору глубинных проб нефти
• измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
• контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

Косвенные методы исследования скважины на приток:

• замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.
Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью.
Измеряя расстояние между 2^мя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

• Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
• Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
• Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
• Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
• Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

Виды индикаторных диаграмм

• Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
• Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
• Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
• Линия не из начала координат для тяжелой вязкой нефти.

Определение коэффициента продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

Q = K(Pпл – Pзаб)ⁿ
где К - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].
n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая;
n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления;
n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления
Q - Дебит скважины [м³/сут].
ΔP - Депрессия [МПа].
Pпо - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].
Pзаб - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют:

• коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП),
• подвижность нефти в ПЗП,
• гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Продуктивность по нефти
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.