Doslidjenya2

зупинки або, навпаки, запуску її в роботу (у випадку попередньої тривалої зупинки), тоді в навколишній зоні цих свердловин починається процес перерозподілу пластового тиску, характер зміни якого буде зареєстрований в спостережній свердловині у вигляді зміни вибійного тиску в часі.

Час t0 рисунка 14.1 відповідає моменту зміни режиму роботи збуджуючої свердловини, а ti - час,

коли ця зміна, внаслідок перерозподілу пластового тиску, досягне місця розташування реєструючої свердловини. Бажано, щоб на деякому проміжку часу від нуля до t0 записувався характер зміни вибійного

(пластового) тиску при максимально можливому збереженні постійних режимів роботи сусідніх видобувних свердловин. Тільки при збереженні цієї умови можна отримати достовірні результати дослідження.

а) при запуску в роботу збуджуючої свердловини;

259

б) при миттєвій зупинці роботи свердловини

Рисунок 14.1 – Зміна вибійного тиску в реєструючій свердловині

Із аналізу цих рисунків видно, що зміна тиску на вибої реєструючої свердловини починає відбуватись через певний час t ti t0 , який залежить від

пружних властивостей пласта та пластових флюїдів, тобто від коефіцієнта п'єзопровідності пласта. При цьому, внаслідок запуску в роботу збуджуючої свердловини, тиск на вибої реєструючої свердловини починає знижуватись і підвищується після зупинки відбору з неї рідини.

В основі обробки отриманих результатів досліджень їх роботи лежить та ж основна формула пружного режиму (14.1), яка в даному випадку записується у вигляді:

де - зміна в часі t вибійного тиску в реєструючій свердловині, яка розміщена на відстані R від збуджуючої свердловини;

Q - зміна дебіту збуджуючої свердловини.

Методи обробки отриманих кривих зміни тиску (кривих реагування) можуть бути різними: метод

260

еталонних кривих, графоаналітичний метод, методи характерних точок.

Доречно проаналізувати метод еталонної кривої який є достатньо універсальним та розповсюдженим і полягає в наступному. Аналіз формули (14.1) показує, що при різних значеннях гідропровідності пласта графік його в координатах P t (або ln P ln t ) зміщується на деяку величину вверх чи вниз паралельно осі ординат. В той же час зміна параметра

R 2 приводить до зміни лінії графіка паралельно осі

абсцис. Це дає можливість використати для обробки результатів досліджень так звану еталонну криву, яку побудовано для гіпотетичного пласта в координатах

побудови графіка, який наведено на рис. 14.2, а має вигляд:

261

Обробку результатів дослідження пластів методом гідропрослуховування можна проводити методом дотичної лінії. Якщо в координатах отримується лінія, до якої можна провести дотичну, що виходить із початку координат (див. рис. 14.3), тоді це дає можливість отримати графічним методом певні значення Pк :

Рисунок 14.3 – Обробка кривої гідропрослуховування методом дотичної лінії

З вище наведеного рисунка, як бачимо, можна

263

Обробка результатів гідропрослуховування цим методом можлива не завжди, оскільки на форму кривої впливає значка кількість факторів: неусталений режим роботи сусідніх свердловин, помилки у визначенні вибійного тиску в реєструючій свердловині, а також значна неоднорідність продуктивного пласта.

Дебіт у збуджуваній свердловині можна змінювати шляхом її зупинки на якийсь період часу ti

та наступного запуску з тим чи іншим дебітом. Тоді при значній тривалості досліджень тиск на вибої реєструючої свердловини через деякий час починає зростати (внаслідок зупинки збуджуючої свердловини), а потім зменшуватись (повторний запуск збуджуваної свердловини в роботу). Таким чином, крива гідропрослуховування, побудована в координатах P t , повинна мати максимум (див. рис.

14.4):

264

t1 - час між першою та другою зміною дебіту, а

t2 tmax t1 .

Контрольні питання до лекції 14

1 Поясніть, в чому полягає суть методу гідропрослуховування?

2 Яку основну залежність закладено в основу обробки результатів досліджень свердловин методом гідропрослуховування?

3 Які Ви знаєте методи обробки кривих зміни тиску (кривих реагування)?

4 Проаналізуйте метод еталонної кривої обробки кривих зміни тиску?

5 Що передбачає спосіб обробки результатів гідропрослуховування методом еталонної?

6 Поясніть методику обробки результатів дослідження пластів (методом гідропрослуховування) методом дотичної лінії?

7 Проаналізуйте криву гідропрослуховування, яка може бути отримана при наявності максимуму тиску.

ЛЕКЦІЯ 15 ОСОБЛИВОСТІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ТЕХНІКИ

ДОСЛІДЖЕННЯ ФОНТАННИХ ТА ГАЗЛІФТНИХ СВЕРДЛОВИН ТА МЕТОДИ ОБРОБКИ ЇХ РЕЗУЛЬТАТІВ

266

Розглянуті нами вище основні задачі гідродинамічних методів дослідження нафтових видобувних свердловин є однаковими і обов'язковими для застосування у всіх свердловинах, незалежно від способу їх експлуатації.

Різною завжди є техніка та технологія проведення таких досліджень, окремі їх задачі та сума тієї інформації, яка може бути отримана в процесі їх проведення.

При дослідженні фонтанних свердловин методом усталених режимів зміна режиму їх роботи проводиться шляхом встановлення різних діаметрів штуцерів або регулювальних дросельних клапанів на викидній лінії. Здебільшого конструкція глибинного обладнання фонтанних свердловин дозволяє проводити безпосередній вимір та запис вибійного тиску глибинними манометрами.

Іноді спуск глибинних вимірювальних приладів у фонтанні та газліфтні свердловини супроводжуються значними ускладненнями (підкидання приладів зустрічним газорідинним потоком, їх зупинка при спусканні вниз в місцях інтенсивного парафіноутворення, обриви при підніманні). В окремих випадках спуск їх до вибою стає неможливим, наприклад, коли піднімальна колона НКТ обладнана клапанами-відсікачами. В цьому випадку для визначення вибійного тиску можна використовувати непрямі, аналітичні методи, які базуються на замірі значень буферного чи затрубного

267

тисків та динамічного рівня рідини в затрубному просторі. Найбільш доцільним можна вважати перший такий метод, який використовує значення буферного тиску при різних режимах експлуатації свердловин.

При відомих значеннях дебіту свердловини, газового фактору, властивостей нафти і газу, їх температури і т.д. по одній з численних методик розрахунку руху газорідинних сумішей в колоні НКТ визначають тиск в кінці колони НКТ. Якщо ця колона спущена до вибою чи верхніх отворів перфорації, тоді отримана величина буде вибійним тиском, приведеним до покрівлі продуктивного горизонту. Якщо відстань від кінця колони НКТ до вибою значна, тоді такі розрахунки потрібно провести з врахуванням цієї відстані та діаметру експлуатаційної колони. Точність аналітичних розрахунків вибійного тиску є, як правило, порівняно недостатньою і похибка його визначення може досягати до 10 %, що в свою чергу збільшує у 2 - 3 рази похибку у визначенні коефіцієнта продуктивності свердловин.

Дослідження видобувних свердловин методом зміни режиму їх роботи дає можливість не тільки визначити параметри пласта, але, як це зазначалось вище, встановити оптимальні режими їх роботи. Стосовно фонтанних свердловин це означає, що в результаті дослідження можна отримати, так звані, регулювальні криві, тобто залежність дебіту нафти,

268