Doslidjenya2

газу, обводненості продукції від режиму роботи (діаметра штуцера, див. рис, 15.1.).

Аналіз отриманих в процесі дослідження нафтових свердловин регулювальних кривих дає можливість встановити оптимальні режими експлуатації фонтанних свердловин або їх максимально допустимий дебіт, при яких не виникає таких ускладнень:

-значне збільшення обводненості продукції ( Qв );

-прориви газу до вибою свердловини ( Qг );

-руйнування привибійної зони та значне поступлення піску на вибій свердловин.

Свої особливості мають гідродинамічні методи дослідження газліфтних свердловин. Зміну усталених режимів їх роботи можна здійснювати регулюванням протитиску на викидних лініях свердловин або зміною витрати газу, що нагнітається в свердловини. Обидва ці методи дають можливість отримати індикаторну лінію припливу рідини до свердловини з наступною її обробкою за висвітленими раніше методиками.

269

де Р р - робочий тиск закачування газу на буфері

свердловини; Рг - гідростатичний тиск стовпа стисненого газу на

нижньому рівні колони НКТ; Ртр - втрати тиску на подолання сил тертя.

тут: L - відстань до нижнього кінця колони НКТ або до нижнього робочого клапану при пакерній конструкції газліфтної колони;

- відносна густина газу (робочого агенту);

Z - коефіцієнт надстиснення газу при середніх значеннях тиску та температури закачування газу по стовбурі свердловини.

Втрати тиску на тертя Pтр визначають за

класичними формулами гідродинаміки (ДарсіВейсбаха). Якщо закачування газу для роботи газліфта

272

здійснюється в затрубний простір, тоді наявність численних муфт в колоні НКТ ускладнює теоретичне визначення коефіцієнта гідравлічних втрат . В цьому випадку доцільно уточняти схожість аналітичного методу розрахунку тиску в кінці колони НКТ та безпосереднього його заміру, що дає можливість більш точно визначити значення коефіцієнта .

З іншої сторони, відносно невеликі об'єми закачування газу в газліфтні свердловини не викликають значних втрат тиску на тертя, які здебільшого не перевищують 0,1 - 0,3 МПа. Отже, і похибка у визначенні вибійного тиску (при умові спуску підйомної колони труб до вибою) аналітичним методом буде невелика.

Контрольні питання до лекції 15

1 Як проводиться дослідження фонтанних свердловин методом усталених режимів зміни їх роботи?

2 Які методи застосовують для визначення вибійного тиску при дослідженні фонтанних та газліфтних свердловин?

3 Що за криві отримують в результаті дослідження фонтанних свердловин? Дайте їм пояснення.

4 Що можна встановити в результаті аналізу отриманих в процесі дослідження нафтових свердловин регулювальних кривих?

273

5 Поясніть суть процесу дослідження газліфтних свердловин методом зміни витрати робочого агенту?

6 Які методи застосовують при дослідженні газліфтних свердловин у випадку простих та складних конструкцій глибинного обладнання?

274

ЛЕКЦІЯ 16 ОСОБЛИВОСТІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ТЕХНІКИ

ДОСЛІДЖЕННЯ НАФТОВИХ СВЕРДЛОВИН ПРИ НАСОСНИХ СПОСОБАХ ЇХ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ТА МЕТОДИ ОБРОБКИ ЇХ РЕЗУЛЬТАТІВ

Абсолютна більшість видобувних свердловин України, в тому числі і на шельфах морів, як і в інших нафтовидобувних країнах світу, експлуатується насосними способами і, в першу чергу, штанговоглибинними насосами. Тому особливо важливим є розгляд питань технології та техніки проведення досліджень таких свердловин. Основною особливістю експлуатації свердловин, обладнаних установкою ШГН, є складність вимірювання вибійного тиску. Раніше приладобудівні заводи виготовляли та поставляли на нафтові промисли так звані ліфтові манометри, які опускають у свердловину на колоні НКТ або на прийомі невставного насоса (точніше нижче фільтра, який встановлюється між насосом і глибинним манометром). Годинниковий механізм цього манометра дозволяє впродовж 7 діб проводити запис зміни тиску на прийомі насоса і за цей час можна провести комплекс гідродинамічних досліджень, тобто отримати індикаторну лінію та лінію КВТ. Проте в практиці видобування нафти такі манометри практично не застосовуються через очевидні незручності та значні втрати, пов'язані з

275

необхідністю проведення додаткових спускопіднімальних операцій колони НКТ для отримання результатів запису його тиску.

В свій час певного поширення набули і малогабаритні манометри, які спускаються в затрубний простір свердловин, обладнаних ШГН. Для здійснення такого спуску дещо змінюють обладнання глибинно-насосної свердловини. Для цього на поверхні встановлюється ексцентрична планшайба, яка дозволяє зміщувати підвіску колони НКТ впритул до експлуатаційної колони (див. рис. 16.1, а).

276

Це дає можливість збільшити затрубний простір для забезпечення надійного та більш безпечного спуску та підйому вимірювальних приладів. При цьому потрібно зауважити, що суто вертикальних нафтових свердловин практично не існує. Колона НКТ завжди прилягає до внутрішньої стінки експлуатаційної колони, тому з метою збільшення надійності проведення досліджень та запобігання перекручування вимірювального приладу навколо колони НКТ отвір для спуску в планшайбі необхідно орієнтувати з врахуванням азимуту викривлення свердловин, тобто в зворотну сторону його позитивного значення (рис. 16.1, б). Тут А - центр підвіски НКТ; Б - центр отвору в планшайбі.

Як правило, довжина підвіски ШГН є меншою, ніж глибина свердловини, тобто виникає необхідність спуску глибинних вимірювальних приладів нижче прийому насоса. В цьому випадку прийом насоса необхідно обладнати ексцентричним ліхтарем, який фіксує достатньо можливе відхилення нижнього кінця НКТ до стінки експлуатаційної колони і дає можливість безпечного проходження глибинних приладів на цьому відрізку стовбура свердловини.

Малогабаритні глибинні прилади випускаються невеликими партіями і їх діаметр, як правило, дорівнює 22 - 25 мм, тобто є порівняно значно менший, ніж діаметр звичайних, стандартних приладів (35 - 36 мм). Це дозволяє здійснювати їх спуск в свердловини з діаметром експлуатаційної

278