133.Технологии исследования нагнетательных скважин на установившихся и неустановившихся режимах работы.
Обработка результатов исследований Цель: 1. Определение зависимости приемистости от депрессии – получение ИД. 2. Определение фильтрационно-емкостных параметров пород. 3. Определения уровня взаимодействия системы «нагн скважина-продуктивный пласт-доб скважина». Определение величин и направлений фильтрационных потоков на участке между нагн и доб скважинами. Исследование скважин на УР. 1 Определение величины приемистости и репрессии на режиме эксплуатации скважины. При расчете Рзаб предварительно делается оценка потерь давления на трение при движении воды по скважине: если закачка производится по ОК или НКТ с приемистостью более 1000 м3, потерями давления на трение пренебрегают. 2. Снижение давления закачки воды в пласт на 15-20% достижение УР работы. Подобным образом получают Qв и ΔР для не менее 4 УР работы скважины. 1. ΔР=AQ+BQ2. 2. ΔР/Q=A+BQ. 3. K=1/A – ср. величина к-та приемистости.
I. Участок мин. значений
приемистости, почти линейный, фильтрация
подчиняется закону Дарси. II. Темп прироста
приемистости превышает темп прироста
давления, причиной является увеличение
размеров каналов фильтрации пород ПЗП.
III. Участок стабилизации приемистости.
Н
аиболее
предпочтительным режимом является
область II. На участках II и III имеет место
увеличение коэф-тов приемистости. Методы
обработки результатов исследований
такие же, как и для доб. скважин. Механизмы
увеличения приемистости: 1. Увеличение
эффект толщины пласта с увеличением
давления закачки. 2. Увеличение размеров
каналов фильтрации за счет деформации
горной породы. 3. Вовлечение в процесс
фильтрации жидкости в малопроницаемых
каналах.
Из анализа можно сделать выводы: 1. Зависимость Qв – ΔР всегда нелинейная независимо от места проведения измерения. 2. Величина к-та приемистости во многом зависит от давления закачки до проведения исследования. 3.К-т приемистости – величина непостоянная.
Иследование скважин на НУР
1. Положение КПД на
графике определяется тем, насколько
точно определена величина Рзаб (лучше
определять непосредственно на забое
скважины). Неучет этого приводит к
завышению величины a. 2. Линия 4 предназначена
для определения фильтр. параметров
пород ПЗП.
;
3. Графоаналитическое построении приводит к искусственному занижению значений a и i. Потому при определении координат точек КПД производят одновременно определение давления на забое и на устье скважины. В результате снижается вероятность ошибки расчета величины Рпл.
134 Термометрические исследования скважин. Снятие профиля приемистости нагнетательных скважин.
Температура воды в системе ППД служит одним из главных факторов, определяющих интенсивность следующих физ. процессов: 1. Изменение свойств нефти и воды в зоне расположения нагнетательных скважин. 2. При закачке холодной воды по мере движения по стволу происходит ее нагрев. 3. В ПЗП нагн. скважины Sн всегда ниже начальной, остаточная нефть присутствует в виде пленки на поверхности каналов, целиков. Вязкость ее увеличивается, подвижность снижается – уменьшается охват пласта заводнением. 4. Интенсификация образования АСПО в ПЗП. Характер изменения температуры в ПЗП нагн. скважины определяется следующими факторами: 1. Температура закачиваемой воды (>, ≤Тземли).
т.1 – точка инверсии,
зависит от глубины залегания вечномерзлых
пород. 2. Приемистость скважины. При
изменении приемистости в 2-4 раза
температура воды напротив продуктивного
пласта изменяется на 2-5°С. 3. Толщина
пласта (сумма интервалов перфорации).
С увеличением значения увеличивается
охлаждающий эффект. За счет инерционности
температурного поля в ПЗП скважины с
большей толщиной пласта изменение
температурного поля незначительно. 4.
Характеристика изменения температурного
поля в пласте. Температурная воронка
(200-250 м, логарифмический закон). Радиус
зоны изменения температуры может быть
рассчитан по формуле Рихмана:
,
где Gпл – объем пласта.