Перебудована в системі координат

Прямолінійний відрізок кривої відповідає рівнянню (2.42). Обробивши криву, як зображено на рисунку 2.10, робимо висновок, що за нахилом кривої до осі можна знайти параметр гідропровідності:

160. (2.43)

Оскільки масштаб координатних осей дослідниками вибирається довільно , то геометрична величина кута частіше не відповідає його дійсній значині, і тому він обчислюється як

161. (2.44)

За відрізком А, який відтинається на осі , визначається п’єзопровідність пласта

162. (2.45)

163. або

164. (2.46)

У зв’язку з тим, що п’єзопровідність пласта можна знайти через параметри пласта і пластової рідини за формулою

165. , (2.47)

де m – коефіцієнт пористості; і – коефіцієнти стисливості рідини і породи, то для практичних цілей вартим уваги є визначення зведеного радіуса. Згідно з (2.45)

166. (2.48)

Якщо за результатами розрахунків встановлено, що значно менший від фактичного радіуса свердловини, то це свідчить про велику недосконалість розкриття пласта у свердловині і, навпаки, якщо , це свідчить про те, що в привибійній зоні свердловини добре розвинена тріщинуватість.

На кривій відновлення тиску після її оброблення в системі координат нерідко виділяється не один, а декілька прямолінійних відрізків. Це свідчить про наявність неоднорідності, гідропровідності і п’єзопровідності в межах свердловини.

За визначеними А та і для кожної з виділених прямолінійних ділянок та розраховують гідропровідність і п’єзопровідність ділянок.

Довжину ділянок різної проникності можна розрахувати за формулою

167. 

168. де: – п’єзопровідність ділянки, для якої розраховують ; t – час від закриття свердловини до моменту перелому прямолінійного ходу кривої.

При дослідженні свердловин за методом неусталених відборів, коли за результатом дослідження отримують криву відновлення тиску на вибої свердловин (див.рис.2.11), нерідко виявляється, що отримують недовідновлену криву, тобто вибійний тиск недовідновлений до пластового тиску.

Ц

Рисунок 2.11 – Недовідновлена крива відновлення тиску на вибої

Свердловини

е частіше має місце у свердловинах з низькими колекторськими властивостями, в яких для повного встановлення тиску потрібен тривалий час.

Якщо вибійний тиск недовідновлений до пластового, то формули (2.41) і (2.42) не можна застосовувати для оброблення результатів дослідження,тому що в них – пластовий тиск, незафіксований глибинним манометром.

Такі недовідновлені криві обробляються використовуючи метод Хорнера, за якого зміна тиску на вибої свердловини після її зупинки визначається формулою:

(2.49)

де Т – тривалість експлуатації свердловини до її зупинки; t – час перебування манометра у вибої свердловини після її зупинки.

Оброблення кривих відновлення тиску за методом Хорнера виконують таким чином:

1. Криву відновлення тиску, зняту глибинним манометром, переводять із системи координат у систему координат . У новій системі координат вона буде мати вигляд, зображений на рисунку 2.12.

2. Екстраполяцією прямолінійного відрізку кривої до перетину з віссю визначається пластовий тиск .

Рисунок 2.12 – Зміна тиску на вибої свердловини після її зупинки, крива перебудована згідно з методом Хорнера

3. За початковим відрізком кривої відновлення тиску визначають скін-ефект (у деяких публікаціях – скін-фактор ).

. (2.50)

Формула 2.50 припускає, що різниця тисків взята для початкового відрізку з інтервалом часу 60 сек., – кутовий коефіцієнт прямолінійного відрізка кривої відновлення тиску

, (2.51)

де b – об’ємний коефіцієнт пластової нафти.

За скін-ефектом визначається додатковий опір у привибійній зоні свердловини, як результат її забруднення при бурінні, відкладенні солей, парафіну тощо:

. (2.52)

Із (2.51) і (2.52) виходить

. (2.53)

Відомо, що фактичний коефіцієнт продуктивності свердловини визначається за формулою

. (2.54)

Якщо з фактичної депресіі вирахувати додаткові втрати тиску, які виникають у привибійній зоні як результат прояву скін-ефекту, то можна оцінити ідеальний коефіцієнт продуктивності

. (2.55)

Відношення характеризує ступінь погіршення властивостей пласта в привибійній зоні свердловини.

Якщо з кривої визначити кутові коефіцієнти і , то відношення коефіцієнтів буде

. (2.56)

З цього порівняння робиться висновок про необхідність діяння на привибійну зону свердловин.

З порівняння методів дослідження свердловин при усталеному і неусталеному режимах фільтрації не можна робити висновок про переваги одного з них. Обидва методи забезпечують отримання інформації про пласт і свердловину, кваліфіковане використання якої дає змогу вирішувати завдання встановлення режиму роботи свердловин, удосконалення розкриття пласта свердловиною і проектування діяння на привибійну зону пласта.

Деякі практичні поради щодо дослідження фонтанних свердловин і невисокодебітних газових свердловин. Якщо дослідженню підлягають свердловини, в продукції яких міститься вода, то потрібно бути досить уважним щодо вибору напряму досліджень. Вказуючи на напрям досліджень, мається на увазі в бік збільшення чи зменшення відборів.

При дослідженні обводненої свердловини зі зменшенням відбору може виявитися, що на інтервалі стовбура свердловини від фільтра до башмака НКТ створюються умови, коли швидкість потоку не забезпечує винесення води на поверхню і тоді відбувається накопичення води у вигляді водяної пробки в цьому інтервалі. Виявлення цього явища можна зафіксувати гирловими манометрами. Так, якщо в нормальних умовах експлуатації свердловини з винесенням води обмеження відбору призводить до зростання тиску на головці і в затрубному просторі свердловини, то при порушеннях з винесенням води може відбуватися зменшення тиску на головці, хоча затрубний тиск може навіть дещо збільшитися. У результаті таких “досліджень” водяна пробка може з прифільтрової частини свердловини піднятися в НКТ і свердловина зупинить фонтанування. За такою схемою відбувається глушіння газових свердловин.

Відновлення фонтанування таких свердловин може бути пов’язано з великими ускладненнями. Потрібен компресор або підключення до свердловин газової лінії чи газових свердловин з високим тиском.

Тривала зупинка свердловин, що припинили фонтанування з причини невинесення води, може призвести до того, що таку свердловину взагалі не вдасться перевести в режим фонтанування. Внаслідок тривалого простоювання свердловини відбувається капілярне просочування нафтонасиченої частини привибійної зони пласта водою.

При оперативних діях на свердловині, яка тільки-що припинила фонтанування, але з високим тиском в затрубному просторі, можна спробувати відновити фонтанування використанням такого способу. З’єднують затрубний простір ( відвід на хрестовику трубної головки) з буферною засувкою фонтанної арматури і подають газ з затрубного простору в НКТ до вирівнювання тисків. Після цього закривають засувки на затрубному просторі і на буфері та різко відкривають засувку викидного маніфольда. Після випускання газу зі свердловини вона може перейти на фонтанування. Природно виникає питання, за рахунок чого може відновитись фонтанування. При сполученні затрубного простору свердловини, заповненого газом, з центральними трубами відбувається часткове витискування води з труб і прифільтрової частини свердловини в пласт. Подальше перекриття затрубного простору і скидання тиску в центральних трубах може призвести до того, що зворотним потоком рідини з пласта у свердловину співвідношення між об^’ємом нафти (газу) і води стає задовільним для відновлення фонтанування.

Зазначимо, що подібний захід може бути застосований тільки у свердловинах, несхильних до пробкоутворення. У фонтанних свердловинах, схильних до утворення вибійних піщаних пробок, цей метод взагалі не рекомендується. Це пов^’язано з тим, що в разі зниження тиску у свердловині може розпочатися рух піщаної пробки в колоні з подальшим прихопленням НКТ.

Дослідження водонагнітальних свердловин. Досліджують водонагнітальні свердловини так, як і видобувні, – на усталених і неусталених режимах . Принципова відмінність досліджень полягає в тому, що для побудови індикаторної кривої відновлення тиску частіше користуються вимірами тиску на гирлі свердловини .

Крім того, індикаторні криві для водонагнітальних свердловин нерідко мають вигляд, зображений на рис. 2.4.

Така форма індикаторної кривої зумовлена тим, що при зростанні репресії тиску на пласт відбувається розкриття тріщин в пласті , а це спричиняє збільшення продуктивності свердловини.

Для оброблення таких кривих з метою визначення коефіцієнта продуктивності користуються рівняннями вигляду

, (2.57)

де – тиск на вибої водонагнітальної свердловини; – пластовий тиск. Принципова відмінність (2.57) від (2.30) полягає в тому, що показник у рівнянні фільтрації n в (2.57) більше одиниці. Визначення і здійснюють за фактичними результатами нагнітання води так само, як показано це вище.

1. Дослідження тріщинних і тріщинувато-пористих пластів. Свердловини, які розкривають тріщинні і тріщинувато-пористі пласти, можуть досліджуватись на усталених і неусталених режимах фільтрації.

Основою для дослідження свердловин на усталених режимах фільтрації є рівняння припливу рідини із тріщинувато-пористого середовища, які враховують приплив рідини із тріщин і пористих блоків.

169. 

170. , (2.58)

де: q₁ і q₂ – приплив рідини із тріщин і пористих блоків; k₁ і k₂ – проникність тріщин і пористих блоків; a₁ i a₂ – коефіцієнти, які характеризують зміну гідропровідності за зміни тиску; всі інші позначення загальноприйняті.

Дослідження свердловин виконується побудовою і подальшим обробленням індикаторних кривих (див. рис. 2.4, крива 2).

Оскільки безпосередньо за індикаторною кривою розділити дебіт на приплив із тріщин і приплив із пористих блоків неможливо, пропонується таке рішення.

У зв’язку з тим, що проникність тріщин, як правило, істотно вища від проникності пористих блоків, то основний приплив рідини на стадії дослідження свердловини отримують із тріщин і в (2.58) використовується тільки перша складова.

З урахуванням того, що множник в (2.58) визначає депресію тиску на вибої свердловини, а вигляд іникаторної кривої на рис. 2.4 (крива 2) описується рівнянням

, (2.59)

то можна записати

(2.60)

де a, b, c – постійні коефіцієнти, значина яких визначається використанням індикаторних кривих. Для їх визначення на індикаторній кривій з рівним інтервалом вибирають три точки, для яких записується рівняння

(2.61)

171. де: , , – депресії на вибої свердловини.

172. Розв’язком системи рівнянь (2.61) при відомих, знятих з індикаторної кривої значин , , і , , визначаються а, в, с.

173. Величина а характеризує зміну проникності пласта і об’ємної пружності рідини за зміни тиску, а с – вплив інерційних сил на фільтрацію в пласті рідини. По розраховується гідропровідність (або початкова проникність пласта):

174. . (2.62)

175. Апаратура для дослідження свердловин. З вищезазначеного зрозуміло, що основними параметрами, використовуваними для опрацювання результатів дослідження свердловин, є дебіт і тиск, вимірювання яких потребує використання спеціальної апаратури. Так, вимірювання дебіту в системах збору нафти і газу частіше проводять об’ємним або ваговим методом у спеціальних мірних посудинах. В окремих випадках вимірювання дебіту нафти проводять турбінними лічильниками.

176. Витрата газу вимірюється шайбовими вимірювачами. Перепад тиску на шайбі в часі записується на кругову діаграму, за допомогою якої розраховується витрата газу:

177. (2.63)

178. де а – коефіцієнт, що вибирається залежно від діаметра шайби (діафрагми) і температури; – середній перепад тиску за аналізований інтервал часу; – абсолютний тиск до шайби.

179. Зауважимо, що формула (2.63) може використовуватися і для визначення витрати рідини, наприклад, водонагнітальних свердловин, з тією лише різницею, що для води змінюється значина коефіцієнта .

180. Вимірювання витрат рідини безпосередньо у свердловинах, коли потрібно досліджувати зміну витрати по довжині фільтра, має свої особливості, зумовлені тим, що прилад у свердловині може займати найрізноманітніше положення (знаходитися в центрі свердловини або лежати на стінці), в результаті чого швидкісний напір рідини буде змінюватися і тим самим прилад буде реєструвати різну витрату.

181. У зв’язку з цим глибинні прилади мають спеціальні пристрої, призначені для направлення всього потоку через калібровані отвори приладу або для центрування положення глибинного приладу у стовбурі свердловини. Перші називаються пакеруючими пристроями, другі – центраторами.

Залежно від призначення глибинні прилади для вимірювання витрат рідини підрозділяються на витратоміри, призначені для вимірювання витрати води, що нагнітається у свердловину, і дебітоміри, які використовують для вимірювання дебітів нафти і газу. Конструктивна різниця цих груп приладів полягає в діаметрі корпусу снаряда: витратоміри мають більший діаметр корпусу, ніж дебітоміри, тому що опускаються в нагнітальні свердловини, витрата рідини через які, як правило, більша ніж у видобувних. Діаметр корпусу глибинних дебітомірів не перевищує 40...42 мм.

Глибинні прилади, витратоміри і дебітоміри, можуть бути з місцевою реєстрацією і дистанційні, коли вимірювання витрати вторинними приладами реєструються на поверхні. У зв’язку з тим, що в останні роки для комплексного дослідження свердловин з’явилися лабораторії, то переважно для дослідження свердловин використовують прилади з дистанційною реєстрацією. Серед приладів цього типу набули застосування витратоміри РГД-3, РГД-5, РГД-2М, ВРГД-1, глибинний комплексний прилад «Потік-4» і ін., а для вимірювання витрати запомпованої у свердловини гарячої води витратомір «Терек-3».

Витратомір РГД-3 є приладом парціального типу, тобто за його допомогою вимірюється тільки частина загальної витрати води, що проходить через розріз стовбура свердловини.

Корпус приладу являє собою циліндр зі спрямовуючими ліхтарями. Всередині циліндра встановлені струминовипрямлячі для згладжування завихрень потоку перед турбіною і за нею, обертання якої зумовлює роботу магнітного переривача струму, розміщеного в герметичній камері, виготовленій з немагнітного матеріалу. Прилад опускається у свердловину на кабелі. При використанні приладу у свердловинах із малою витратою для підвищення чутливості приладу на корпус натягують спеціальну насадку, що зменшує зазор між приладом і колоною, за рахунок чого більша частина потоку направляється через прилад.

Приладом РГД-3 вимірюють відносну витрату води по пропластках у частках загальної витрати. Для вимірювання загальної витрати прилад спочатку встановлюють вище інтервалу фільтра, а потім вводять в інтервал фільтра.

Глибинний дистанційний прилад РГД-2М призначений для вимірювання дебітів нафти і витрат води. Як чутливий елемент застосовується вертушка, на осі якої закріплена магнітна муфта. Пакеруючий пристрій складається з пакера ліхтарного типу і приводу. Привід пакера складається з електродвигуна з редуктором і гвинтових пар, які призначені для вимкнення двигуна в тому випадку, коли пакер повністю відкритий або закритий, а також для відкриття або закриття пакера.

Перед опусканням глибинного приладу у свердловину нижній кінець пакера утримується в закритому стані, захищаючи його від ушкоджень. При закритому пакері вхідні вікна приладу закриті. Вертушка приладу під час опускання його у свердловину не працює.

182. При зупинці приладу на заданій глибині включають електродвигун і відбувається розкриття пакера та відкриття отворів, що спрямовують потік на вертушку.

183. Керування роботою приладу здійснюється з поверхні. Вторинний прилад витратоміра, що фіксує кількість обертів вертушки, встановлений на поверхні в приладовому щиті лабораторії АПЭЛ-66. Крім того, на приладовому щиті є апаратура для керування пакером.

184. Глибинний дебітомер-витратомір РГД-2М випускається для діапазону вимірів 5-50 м^з/добу з пакером і 1000-3000 м^з/добу без пакера. Прилад може працювати за тисків до 35,0 МПа і температур до 343⁰К.

185. Глибинний прилад «Потік-5» призначений для вимірювання витрати рідини, її обводненості, а також тиску і температури. Глибинний прилад опускається у свердловину на одножильному кабелі і містить датчики витрати вологості, тиску і температури. Датчик тиску складається з геліксної пружини та індуктивного перетворювача. Як датчики температури використані напівпровідникові елементи. Зміна опору цих елементів, пропорційна зменшенню або збільшенню температури навколишнього середовища, перетворюється в частоту, зміна якої фіксується вторинним приладом на поверхні.

186. Межа вимірювання тиску глибинним приладом «Потік-5» дорівнює 25 МПа. 15-150...6-60 м³/добу. Межа вимірювання температури – 293-358 К. Діаметр корпусу – 44 мм, довжина – 2900 мм.

187. Прилади для вимірювання тиску. Так само, як і глибинні дебітоміри і витратоміри, глибинні прилади для вимірювання тиску (манометри) випускаються з місцевою реєстрацією і дистанційні.

188. Прилади з місцевою реєстрацією опускаються у свердловину на дроті, а дистанційні прилади опускаються на одножильному або трижильному кабелях. Серед приладів із місцевою реєстрацією найпоширенішими є геліксні глибинні манометри таких типів: МГН-2, МПН-4, МГИ-1М МТЧ-2М. Манометри МГІ-1М і МГІ-2М призначені для випробування свердловин випробувачами пластів.

189. Глибинний манометр МГН-2 є моделлю манометра геліксного типу. Передача кута повороту вільного кінця гелікса здійснюється за допомогою зубчастої муфти і проміжного валика, що обертається в кулькопідшипниках. Пишуче перо прикріплено до бічної поверхні втулки. Передача від годинникового механізму до гвинта каретки здійснюється через редуктор. Наявність редуктора і двох змінних гвинтів з різним ходом забезпечує одержання чотирьох масштабів запису при використанні одного годинникового механізму.

190. Глибинний манометр МПМ-4 використовується для дослідження глибиннонасосних свердловин через затрубний простір і складається з блока живлення, електроприводу, моноблока з еластичним роздільником і реєструючого пристрою. Вимірюваний тиск через отвір у трубі передається робочій рідині, яка заповнює моноблок. Поршень із пишучим пером переміщається в сальнику і розтягує вимірювальну пружину.

191. Обертання поршня здійснюється за допомогою електродвигуна, живлення якого іде від акумуляторної батареї. Для зменшення швидкості обертання поршня вихідний вал електродвигуна з’єднаний зі знижуючим редуктором. Діаграмний бланк встановлюється в барабані, що кріпиться за допомогою кроквяних гвинтів.

192. Устатковання для дослідження свердловин глибинними приладами. При дослідженні свердловин з опусканням глибинних приладів використовується спеціальне устатковання і пристрої. Так, для дослідження фонтанних і газліфтних свердловин застосовують лубрикатор, використання якого попереджує викидання нафти (газу) на поверхню.

193. Безпосередньо у фонтанній арматурі встановлюються містки, призначені для опускання і піднімання приладів із свердловини.

Для проведення досліджень автомашину з лебідкою встановлюють на відстані 20...40 м від гирла свердловини так, щоб вісь барабана лебідки була перпендикулярна дротові, що йде від гирла свердловини до барабана. Завдяки цьому забезпечується правильне намотування дроту на барабан. Перед опусканням приладу у свердловину перевіряють герметичність сальника лубрикатора. Опускання приладу здійснюють на швидкостях 0,7...0,8 м/с. На підході приладу в процесі опускання до заданої глибини швидкість опускання сповільнюють і, нарешті, після досягнення заданої глибини повністю загальмовують барабан. Час витримки приладу на заданій глибині визначається залежно від поставлених завдань. Так, якщо вимірюється тільки тиск на вибої, то прилад зупиняється без руху на заданій глибині на 20...30 хв. Якщо ж знімається крива відновлення тиску у свердловині, то прилад витримують протягом 2-4 годин.

Піднімання приладу зі свердловини здійснюють мотором автомашини на другій швидкості. Після досягнення приладом глибини 30...50 м зменшують швидкість піднімання, а за 5...7 м від гирла переходять на ручне піднімання приладу. Переконавшись, що прилад знаходиться в лубрикаторі, перекривають засувку на буфері. Відкривши вентиль, скидають тиск у лубрикаторі і починають витягувати прилад з лубрикатора. Розбирають прилад і витягають бланк-діаграму з записом зміни тиску в часі.

Лебідки, використовувані для опускання приладів у свердловину на дроті, мають дві швидкості, які забезпечують піднімання приладу зі швидкостями в діапазоні від 0,85 до 6,14 м/с. Зміна діапазону швидкостей досягається як переключенням швидкостей лебідки, так і зміною числа обертів двигуна автомашини.

Лебідка має таку технічну характеристику: діаметр барабана 145 мм, довжина намотаного дроту діаметром 1,6...1,8 мм складає 3500 м, маса лебідки без дроту – 196 кг.

Для дослідження свердловин із застосуванням приладів з дистанційним вимірюванням використовується автоматична промислова електронна лабораторія (АПЕЛ) або АДСТ.

Апаратура АПЕЛ дістає живлення від мережі змінного струму напругою 220 або 380 В, а також від бензоелектроагрегату. Перед підключенням лабораторії до мережі її необхідно заземлити.