Doslidjenya

лінії

Звище наведеного рисунка, як бачимо, можна знайти

Обробка результатів гідропрослуховування цим методом можлива не

завжди, оскільки на форму кривої Р t впливає значка кількість факторів: неусталений режим роботи сусідніх свердловин, помилки у визначенні вибійного тиску в реєструючій свердловині, а також значна неоднорідність продуктивного пласта.

Дебітузбуджуванійсвердловиніможназмінюватишляхомїїзупинки 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):

253

Рисунок 14.4 – Крива гідропрослуховування при наявності максимуму тиску

В цьому випадку коефіцієнт п’єзопровідності пласта можна визначити за формулою:

де Q0 і Qi - зміна дебіту, відповідно після зупинки свердловини та її повторного запуску в роботу;

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 кривоїобробки 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?

254

ЛЕКЦІЯ 15 ОСОБЛИВОСТІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ТЕХНІКИ ДОСЛІДЖЕННЯ

ФОНТАННИХ ТА ГАЗЛІФТНИХ СВЕРДЛОВИН ТА МЕТОДИ ОБРОБКИ ЇХ РЕЗУЛЬТАТІВ

Розглянуті нами вище основні задачі гідродинамічних методів дослідження нафтових видобувних свердловин є однаковими і обов'язковимидлязастосуванняувсіхсвердловинах, незалежновідспособу 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 режимуїх 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 клапанамивідсікачами. В цьому випадку для визначення вибійного тиску можна використовувати непрямі, аналітичні методи, які базуються на замірі значень буферного чи затрубного 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 недостатньоюіпохибкайоговизначенняможедосягатидо 10 %, щовсвою

255

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, 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.

256

Рисунок 15.1 – Регулювальні криві роботи фонтанної свердловини при різних режимах їх роботи

Дослідження газліфтних свердловин методом зміни витрати робочого агенту є більш доцільним, оскільки він дає можливість отримати криву ліфтування, тобто залежність дебіту свердловини по рідині від витрати газу

V (див. рис 15.2).

Дослідження газліфтних свердловин вказаним методом доцільно проводити шляхом дискретної зміни витрати газу від найменшого його значення, при якому зберігається стабільна робота свердловин, до такої його величини, коли подальше її збільшення приводить вже до зменшення дебіту свердловин.

Рисунок 15.2 – Залежність дебіту рідини (1) та вибійного тиску (2) від об’єму нагнітання газу

В газліфтних свердловинах з найбільш простою їх конструкцією (наприклад, так, як і у фонтанних свердловинах) дослідження можне проводити прямими методами. В інших випадках (періодичний газліфт, наявність зворотних клапанів) прямі виміри вибійного тиску глибинними манометрами є неможливі.

В цьому випадку тиск на нижньому рівні піднімальної колони НКТ, Рн можна визначити розрахунковим методом:

257

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?

5 Пояснітьсутьпроцесудослідженнягазліфтнихсвердловинметодом зміни витрати робочого агенту?

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

259

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 необхідністю проведення додаткових спуско-піднімальних 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).

260

надійності проведення досліджень та запобігання перекручування вимірювальногоприладунавколоколониНКТотвірдляспускувпланшайбі 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, тобтовиникаєнеобхідністьспускуглибинних вимірювальних приладів нижче прийомунасоса. Вцьомувипадкуприйомнасоса необхідно обладнати ексцентричним ліхтарем, який фіксує достатньо можливе відхилення нижнього кінця НКТ до стінки експлуатаційної колони і дає можливістьбезпечного проходження глибинних приладів на цьомувідрізку 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 колони 146 мм та діаметром НКТ 73 мм, тобто для найбільш поширених в практиці нафтовидобутку їх розмірів.

Конструкція малогабаритних манометрів дещо відрізняється від стандартної. В ній використовується звичайний пружинно-поршневий манометр, але можуть бути різними способи приведення в рух записуючої каретки приладу (електричний, пневматичний) та використовується гідравлічне реле часу, яке і забезпечує запис зміни тиску в часі.

Як і ліфтові манометри, малогабаритні манометри теж не знайшли широкого застосування, в основному, через небезпеку обривів їх в процесі проведення досліджень.

Тому в більшості випадків визначення вибійного тиску в насосних свердловинах при експлуатації їх ШГНУ проводиться непрямим методом шляхом заміру рівня рідини в затрубномупросторі. Доцільно зазначити, що такі дослідження проводяться методами звукометрії (коли записують час розповсюдження звукового сигналу до рівня рідини та повернення його відбиття від рівня рідини на поверхню), та методом хвилеметрії при якому взатрубномупросторістворюютьімпульсмиттєвоїзмінитиску(наприклад, шляхом швидкого випуску газу із затрубного простору при наявності там певного тиску). Останній метод дає можливість отримати більш чітке відбиття рівня рідини особливо, при наявності в затрубному просторі спіненого шару рідини.

Точність обробки результатів звукометричного методу визначення рівня рідини в затрубному просторі залежить і від того, чи правильно визначена швидкість розповсюдження звукових коливань в газовому середовищі затрубного простору.

262