55. Гідродинамічні дослідження свердловин на усталеному режимі

Ознакою усталеного режиму свердловини є сталість її дебіту та показів манометрів, під'єднаних до буфера свердловини і до міжтрубного простору. Найчастіше цей час вимірюється декількома десятками годин. Також проводять дослідження свердловини, та визначають гідро провідність, п'єзопровідніст пласта.

Регулювальні криві.

Щоб встановити оптимальний технологічний режим свердловини у промисловій практиці широко користуються регулювальмими кривими. Регулювальні криві будують для фонтанних, компресорних та глибиннонасосних свердловин.

Фонтанні свердловини. Фонтанні свердловини досліджують на різних штуцерах (діаметрах прохідного отвору), при цьому заміряють дебіти рідини, нафти і газу, газовий фактор, відсотковний вміст механічних домішок та діючий перепад тиску.

Для побудови регулювальних кривих необхідно бодай чотири зміни режиму роботи свердловини. Отримані криві аналізують і за характером зміни дебіту нафти, води та інших параметрів визначають раціональний режим роботи свердловини та відповідний йому розмір штуцера. Після того як режим роботи даної свердловини встановлено і обгрунтовано, продовжують ретельно стежити за його подальшим підтриманням.

При усталених відборах наявність мінімуму на кривій зміни газового фактора в більшості випадків характеризує оптимальний режим роботи свердловини та обладнання.

Компресорні свердловини. По компресорних свердловинах на підставі фактичних даних, отриманих під час дослідження, будується регулювальна крива, яка показує залежність дебіту нафти Q_н та питомих витрат робочого агента R_o від витрат робочого агента V . Найвигідніші режими роботи дослідженої компресорної свердловини будуть знаходитись між Q_опт (дебіт компресорної свердловини, яку дослідили) та Q_max.

Глибиннонасосні свердловини. Для тестування глибиннонасосних свердловин регулювальні криві, які показують залежність дебіту нафти і води (у %) від довжини ходу полірованого штока L, тобто Q_н = f(L) і Q_в = f(L), дуже рідко використовуються.

Побудова індикаторних діаграм

Суть методу полягає в тому, що при роботі свердловини на декількох різних послідовно змінних усталених режимах визначають залежність дебіту нафти (газу), газового фактора, кількості винесеної води та піску від перепаду тиску між пластом і вибоєм свердловини. Режим експлуатації свердловини вважається усталеним, якщо її дебіт і вибійний тиск протягом певного часу (2-3 заміри за 4-6 годин) практично не змінюється, тобто залишається постійним.

Результати досліджень свердловини на приплив методом усталених відборів зображають у вигляді індикаторних діаграм. Це залежність дебіту свердловини від депресії.

Діаграма 1, яка має вид прямої, є характерною для свердловин, які експлуатують пласти з напірними режимами, при притокові однорідної рідини, коли інерційні сили незначні.

Коли при збільшені депресії на пласт і підвищенні швидкостей фільтрації рідин і газів інерційні сили суттєво підвищуються, лінійний закон фільтрації порушується і індикаторна діаграма 2 викривлюється (стає випуклою до осі дебітів).

Діаграми третього типу характерні для нафтових свердловин, які експлуатують пласти на режимах розчиненого газу, або для тріщинуватих нафтонасичених колекторів.

Діаграма 4, яка має вигляд кривої і не проходить через початок координат, а відсікає на осі депресій відрізок po, вказує на те, що нафта свердловини яку дослідили має неньютонівські властивості.

Діаграми п’ятого типу, як правило є наслідком дефектів досліджень (коли дебіти та вибійні тиски визначені при неусталених режимах роботи свердловин).

Коефіцієнт продуктивності свердловини визначають поділом дебіту на величину депресії (м³/Пас, т/Пас).

По прямолінійній ділянці індикаторної кривої визначають питомий коефіцієнт продуктивності.

За коефіцієнтом продуктивності визначають гідропровідність і проникність пласта, а також визначають коефіцієнт гідродинамічної недосконалості свердловини:

де h – ефективна товщина пласта, м; r_c – радіус свердловини, м;  – коефіцієнт гідродинамічної недосконалості свердловини; S – показник гідродинамічної недосконалості свердловини (скін-ефект).