9.2.4 Методика промислових досліджень і побудови профілів приймальності і продуктивності нагнітальних і видобувних нафтових свердловин

Витратомір спускають у затрубний простір між обсадною колоною і підйомними трубами експлуатаційних свердловин і безпосередньо в підйомні труби нагнітальних свердловин. За допомогою лубрикатора на поверхні контролюють тиск і зводять до мінімуму втрати флюїду. Від витратоміра дані по каротажному кабелю передаються для реєстрації на поверхню. Швидкість переміщення витратоміра в інтервалі дослідження складає 20-30 м/хв. Як правило кількісні вимірювання проводяться при русі витратоміра знизу вверх. Для підтвердження достовірності отриманих даних проводиться повторне вимірювання. Обертання крильчатки витратоміра реєструється по кількості обертів на хвилину. На поверхні на діаграмі фіксується глибина розташування витратоміра в момент вимірювання і кількість обертів крильчатки за хвилину. За допомогою тарувальних таблиць по кількості заміряних обертів визначають витрату рідини в м³/доб.

Дослідження необхідно починати після встановлення робочого режиму свердловин, тобто після того, як значення останніх трьох вимірів відрізняються між собою не більше ніж на 2-3%.

Дослідження свердловин проводять як точковими вимірюваннями витрати при установці витратомірів на заданих інтервалах глибини, так і безперервним записом показів приладу на бланк. Витрати по пропластках вимірюють за допомогою витратомірів відносно сумарної витрати свердловини. Цій витраті відповідають покази свердловинного витратоміра, встановленого над покрівлею продуктивного пласта. Витрату по пластах чи пропластках розраховують за формулою:

, (9.4)

де Q – сумарна витрата, заміряна на поверхні;  зменшення кількості обертів турбінки, зумовлене поглинанням води даним інтервалом; n – кількість обертів турбінки, що відповідає сумарній витраті. При справній колоні експлуатаційних труб значення n повинні бути однаковими при установці приладу як на гирлі свердловини, так і над інтервалом перфорації. Профілі приймальності і продуктивності будують на бланках стандартного геофізичного каротажу у вигляді інтегральних і диференціальниих витратограм. Диференціальну витратограму (профіль приймальності або зливу) будують на основі інте-гральної кривої, побудованої в координатах 0 – Н (z) або – H (z). (рис. 9.4). Інтенсивність поглинань або припливу ділянки при цьому визначають за методом чисельного диференціювання за формулою:

, (9.5)

де – продуктивність або приймальність досліджуваного інтервалу пласта, м³/доб; – досліджуваний інтервал,м; , – відповідно покази приладу на покрівлі та підошві пласта, об/хв.; Q – сумарна витрата свердловини, об/хв., – кількість обертів турбінки при сумарній витраті.

При проведенні досліджень методом усталених відборів багатопластового об’єкта (як і у випадку однопластового об’єкта) свердловина експлуатується на декількох усталених режимах. На кожному з них повинні бути заміряні дебіти всіх розкритих пластів (рис. 9.5).

Коли свердловинний витратомір знаходиться в положенні а, то через його вимірювальний вузол проходить тільки потік рідини із нижнього пласта 1. В цьому положенні приладом вимірюється дебіт q_а=q₁ нижнього пласта 1. Якщо прилад перемістити в положення б, то дебіт рідини буде дорівнювати сумі q_б=q₁ + q₂. Відповідно, q₂= q_б – q₁. Перемістивши прилад в положення в, в якому фіксується сумарний дебіт всіх трьох пластів q_в, можна знайти q₃: q₃= q_в – (q₁ + q₂).

Таким чином, вимірюючи дебіт почергово над кожним розкритим пластом, можна визначити його величину для кожного пласта окремо. Провівши такі вимірювання при декількох усталених режимах і замірявши на кожному з них вибійний тиск, отримують інформацію, достатню для побудови

Q – витрата рідини; Q_i – приплив з і-того пропластка;

z – вертикальна координата; l – інтервали перфорації;

АВ – непрацюючий інтервал перфорації товщиною h

Рисунок 9.4 – Дебітограма (а) і профіль (б) припливу

рідини з пласта, який складається з трьох пропластків

індикаторних діаграм по кожному пласту і сумарної діагра-ми для всього розкритого розрізу.

I – положення витратоміра у свердловині;

II – криві затухання припливу рідини

Рисунок 9.5 – Схема дослідження багато-

пластового об’єкта

9.3 Прилади і матеріали

дебітоміри ГД-1, ДГД-4, навчальні плакати.

9.4 Самостійна робота студентів

Вивчити призначення, будову, порядок роботи з витратомірами та дебітомірами по даному методичному посібнику

і рекомендованій літературі. Підготувати звіт зі схемами витратомірів і дебітомірів РГД-3, ДГД-4. Навести методику дослідження свердловин за допомогою витратомірів.

9.5 Порядок проведення роботи

9.5.1 Теоретично по даному методичному посібнику і рекомендованій літературі вивчити будову і принцип дії витратомірів і дебітомірів.

9.5.2 Розкласти і скласти дебітомір ГД-1 (ДГД-4). Вивчити його будову.

9.5.3 Вивчити методику промислових досліджень свердловин за допомогою витратомірів і дебітомірів.

9.6 Оформлення звіту

У звіті вказати мету роботи, дати опис витратомірів, дебітомірів з їхніми схемами. Дати розшифровку робочого бланка.

9.7 Контрольні запитання

9.7.1 Призначення дебітомірів, витратомірів.

9.7.2 Типи витратомірів.

9.7.3 Яким вимогам мають відповідати витратоміри і дебітоміри?

9.7.4 Будова і принцип дії витратомірів, дебітомірів РГД-3, ДГД-4.

9.7.5 Теоретичні основи виміру витрати за допомогою витратомірів.

9.7.6 Методика дослідження свердловин за допомогою витратомірів.

9.7.7 Суть швидкісного методу вимірювання витрати.