Методы установившихся отборов

Эти методы основаны на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления и заключаются в фиксации последовательных изменений отборов жидкости из пласта (при изменении режима работы скважины) и замерах дебита и забойного давления (после того, как в скважине устанавливается постоянный приток при каждом режиме). В результате исследований получают величину понижения давления Ар = Рпл — Рзаб (здесь Ар - депрессия; Рпл— пластовое давление; — Рзаб забойное давление) или соответственно уровней АН = Нет — Ндин (здесь АН - разница уровней; H_CT - статический уровень; Ндин -динамический уровень) при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов Q нефти, газа, воды и процент песка. Результаты полученных значений дебита скважины Q и Ар наносят на график — индикаторную диаграмму, где на оси ординат откладывают Ар, на оси абсцисс - дебит Q (рис. 6.2). Получаемая при этом кривая называется индикаторной.

Рис. 6.2. Формы индикаторных кривых:

1 - линейная; 2 - выпуклая к оси дебитов; 3 - вогнутая к оси дебитов

В процессе исследований необходимо следить за тем, чтобы скважина проработала не менее чем на трех режимах. Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10— 20 %. Через каждые 24 ч замеряют дебит и забойное давление в течение 2—3 дней. При практическом отсутствии разницы в замерах режим считают установившимся. Изменение режима достигают следующим образом: а) в фонтанных скважинах изменением штуцера; б) в компрессорных - - изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлении на устье; в) в глубиннонасосных —изменением длины хода штока, числа качаний или диаметра насоса; г) с элект-ропогружными насосами созданием противодавления на устье; д) в нагнетательных— изменением расхода воды.

Индикаторные кривые описываются уравнением Q = К (Рпл —Рзаб) , где п— показатель степени; К —коэффициент продуктивности.

Коэффициент продуктивности определяют по начальному прямолинейному участку индикаторной кривой. К =Q/Ap. В зависимости от величины п (см. рис. 6.2) получают различные по форме индикаторные кривые (прямолинейные, выпуклые и вогнутые ~к оси дебитов).

В соответствии с формулой Дюпюи и с учетом продуктивности рассчитывают такие фильтрационные характеристики, как проницаемость Кпр, гидропроводность Кпр НЭФ/д, подвижность Кпр /ц, проводимость Кпр НЭФ:

где Кпр - проницаемость; μ - - вязкость нефти в пластовых условиях; К—радиус контура питания; г— приведенный радиус скважины; С₁ и С₂ - - коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия; Нэф - эффективная мощность пласта.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения в пласте будет выделяться газ, т. е. будет наблюдаться фильтрация газированной жидкости. Тогда в расчетную формулу (6.1) вместо коэффициента продуктивности К, подставляют коэффициент продуктивности К *.

К * - Q/(H_K - Н_заб), 6.2

связанный с функцией Христионовича (Н_к - Нзаб)-, которая учитывает изменение газонасыщенности и фазовой проницаемости для жидкости с изменением давления.