Doslidjenya

Цяшвидкістьзалежитьвідтиску, молекулярногоскладугазутаінших параметрів і коливається в значних межах, що в свою чергу збільшує похибку у визначенні динамічного та статичного рівнів рідини.

Істотним недоліком гідродинамічних методів дослідження насосних свердловин при використанні непрямих методів визначення вибійного тиску є вказана вище необхідність аналітичних розрахунків величини вибійного тиску, яка визначається за формулою:

де hд - динамічнийрівеньрідини, отриманийврезультатізвукометричного методу його заміру (від рівня рідини до вибою свердловини);с- густина суміші в затрубному просторі.

Визначення густини с на відрізку рівень рідини – прийом насоса

потребує знання величини коефіцієнту сепарації газу на прийомі насоса або об’ємної витрати його через затрубний простір. Тільки в цьому випадку шляхом аналітичних розрахунків можна з певною точністю знайти густину

газорідинної суміші с. Використовуючи відомі методики таких

розрахунків, можна знехтувати втратами тиску на тертя, оскільки рівень рідини в затрубному просторі змінюється в незначних межах.

При значній відстані від прийому насоса до вибою необхідно проводити додаткові розрахунки для визначення густини газорідинної суміші при її русі по експлуатаційній колоні. Обводненість свердловинної продукції, явище осідання (скупчення) води на вибої свердловини, утворення водонафтових емульсій можуть істотно знижувати точність таких розрахунків.

Одним із можливих непрямих методів визначення тиску на прийомі штангового глибинного насоса є використання даних їх динамографії. В процесі дослідження глибинно-насосних свердловин методом динамометрування можна зафіксувати на динамограмі значення зусиль у

верхній ( Pв ) та у нижній ( Pн) мертвих точках розміщення головки балансира (див. рис. 16.2).

263

свердловинах, обладнаних. ЕВН, можна використати наступний метод їх досліджень. За допомогою глибинного манометра, опущеного в колону

НКТ, вимірюють тиск на викиді насоса Рв.н (або напір Нв.н в метрах

стовпа рідини) при його нульовій подачі, тобто після закриття засувки на викидній лінії. При відсутності подачі тиск, який створює відцентровий

насос Рн , є максимально можливий і залежить від його типорозміру. Сумарний тиск на викиді з насоса повинен дорівнювати:

де Рпр - тиск на прийомі насоса, який залежить від висоти динамічного

рівня рідини в затрубному просторі.

Допускаючи, що цей рівень за порівняно невеликий час проведення досліджень не змінюється і, знаючи паспортну характеристику насоса,

можна визначити тиск на прийомі насоса Рпр , при цьому тиск Рн потрібно вираховувати як гідростатичний в колоні НКТ, тобто

де H0 - паспортний напір насоса на нульовій подачі, м;

c - густина газорідинної суміші, кг/м3, яку можна визначити за

відомими стандартними методиками шляхом побудови кривої розподілу тиску в колоні НКТ методом “зверху-вниз”.

Оскількиширокезастосуванняелектровідцентровихнасосівможливе в свердловинах з порівняно низькими газовими факторами, тоді з достатньою точністю густина газорідинної суміші може бути визначена і за емпіричними залежностями.

Існує ще один простий, але найменш точний метод дослідження видобувних свердловин, обладнаних ЕВН. Він полягає в тому, що в свердловині кілька разів змінюють режим роботи або її дебіт шляхом зміни протитиску на викиді і після встановлення усталеної фільтрації на кожному режимі закривають на деякий час викидну лінію та вимірюють величину буферного тиску зразковим манометром.

Враховуючи, що напір, який розвиває електровідцентровий насос на

267

режимі нульової подачі, є однаковим, та допускаючи рівність густини рідини в колоні НКТ та затрубному просторі, можна отримати наступну наближену формулу для визначення коефіцієнта продуктивності

свердловин Кп:

де Q1 і Q2 - дебіт свердловини (подача насоса) на двох режимах її роботи; Pб 1 і Pб 2 - відповідні значення буферного тиску.

Точність у визначенні Кп розглянутим методом відносно невелика,

але дозволяє виявити його зміну і зробити певні висновки про стан привибійної зони свердловини.

Контрольні питання до лекції 16

1 Що є основною особливістю експлуатації свердловин, обладнаних установкою ШГН?

2 Наведіть і обґрунтуйте схему обладнання свердловини при дослідженні її через затрубний простір?

3 Як проводиться в більшості випадків визначення вибійного тиску в насосних свердловинах при експлуатації їх ШГНУ?

4 Поясніть технологію обробки результатів звукометричного методу визначення рівня рідини в затрубному просторі свердловини, що експлуатується ШГНУ?

5 Що є істотним недоліком гідродинамічних методів дослідження насосних свердловин при використанні непрямих методів визначення вибійного тиску?

6Поясніть процес дослідження глибинно-насосних свердловин методом динамометрування ?

7Як проводять дослідження свердловин, обладнаних зануреними електровідцентровими насосами?

8Наведіть схему виміру тиску на прийомі насоса з допомогою “суфлера” та дайте їй пояснення?

9Поясніть, який раціональний метод можна використати для дослідження свердловин, обладнаних. ЕВН?

Який Ви знаєте більш простий, але найменш точний метод дослід

268

ЛЕКЦІЯ 17 АНАЛІЗ ПРОЦЕСУ ПРОВЕДЕННЯ ДОСЛІДЖЕННЯ

НАГНІТАЛЬНИХ СВЕРДЛОВИН

Дослідження нагнітальних свердловин в цілому базуються на тих же теоретичних основах, що і видобувних. Дещо іншими є завдання цих досліджень та технологія їх проведення. Основною метою дослідження нагнітальних свердловин с встановлення залежності їх приймальності від

тиску закачування та вибійного тиску Рвиб. або від загальної депресії на

продуктивний пласт Р Рвиб Рпл. Для більшості випадків

збільшення цих величин приводить до значного зростання коефіцієнта приймальності К:

Це можна пояснити багатьма факторами: при підвищених тисках починають поглинати воду окремі мало продуктивні пропластки, розширюються існуючі та розкриваються нові тріщини. Таким чином, лінійна індикаторна лінія при дослідженні нагнітальних свердловин отримується дуже рідко, що ускладнює процес обробки результатів досліджень.

Технологія дослідження нагнітальних свердловин методом усталених режимів полягає в наступному. При існуючому робочому режимі закачування вимірюють витрату води та вибійний тиск. При цьому спуск глибинних манометрів не є обов'язковим, оскільки значення вибійного тиску можна достатньо точно визначити по виміряній величині тиску закачування (буферного або затрубного). Якщо свердловина обладнана колоною НКТ, то на період дослідження бажано проводити закачування води, наприклад, по затрубному просторі. Тоді колона НКТ може виконувати роль п'єзометра, а тиск на вибої дорівнює:

ЯкщоколонаНКТобладнанапакером, тодітискнавибоївизначається

269

із врахуванням гідростатичного тиску стовпа води та втрат тиску на тертя, яківираховуютьсязакласичнимиформуламигідравліки(Дарсі-Вейсбахата ін.):

1- у видобувних свердловинах при зростанні депресії в тріщинуватому колекторі; 2 – в нагнітальних свердловинах при певних збільшеннях репресії на пласт

Рисунок 17.1 – Характерні форми індикаторних ліній

Другий усталений режим роботи встановлюють шляхом зменшення витрати рідини на 15 - 20% і після закінчення процесу перерозподілу пластового тиску знову вимірюють витрату та тиск закачування і т.д.

Для визначення поглинаючої здатності при тисках закачування, значення яких є більшими за тиски, які розвивають робочі насоси системи ППТ, можна використати насосні агрегати типу 4АН - 700.

Обробка результатів дослідження повинна як правило, ґрунтуватися наврахуваннізмінипорової kпор. татріщинноїпроникності kтр. призміні

пластового тиску або на визначенні їх сумарної проникності kсум.

270

Залежність тріщинної проникності kтр від тиску пластових флюїдів (пластового тиску Рпл ) описується виразом:

де kтр.0 - початкова тріщинна проникність при пластовому тиску Р0 ;

а- параметр, що в середньому дорівнює а 3 тр. ;

тр. - параметр тріщинуватого середовища, який залежить від

пружних властивостей пласта та геометрії тріщин:

тр. 0,03 6,0 10 7 Па 1 .

Вбагатьох випадках зміною порової проникності kпор. від зміни

пластового тиску можна нехтувати, оскільки ця величина є значно менша kтр. . Рівняння поглинаючої здатності нагнітальної свердловини від

депресії на пласт із врахуванням вказаних вище особливостей має вигляд:

Будуємо індикаторну лінію в координатах Q P/ , де:

тоді ми можемо при відомих нам значеннях h і визначити коефіцієнт початкової проникності kтр.0 або гідропровідності (при відомих

271

значеннях h і ).

Параметр a можна уточнити, використавши дві довільні точки індикаторної лінії з формули:

Дослідження нагнітальних свердловин методом побудови кривої відновлення пластового тиску мало відрізняється від дослідження видобувних свердловин. Як і в попередньому випадку, запис вибійного тиску глибинними манометрами можна не проводити і знімати криву КВТ за записами взірцевого манометра, встановленого на гирлі свердловини, що пояснюється наявністю надлишкового тиску в багатьох нагнітальних свердловинах. В окремих випадках, при низьких значеннях пластового тиску, криву КВТ можна отримати тільки за допомогою глибинного реєструючогоманометра. Необхіднопам'ятати, щопісляприпиненняподачі водинавибійнагнітальноїсвердловини(вмоментзупинкиїї) вибійнийтиск буде зменшуватись, отже, можна стверджувати, що в процесі таких досліджень отримують криву падіння тиску.

Обробка лінії КВТ проводиться за тими ж методиками, які нами розглянуті у попередніх лекціях.. Промислова практика дослідження нагнітальних свердловин показує, що в них значно частіше, ніж у видобувних свердловинах, лінія КВТ має дві чіткі прямолінійні ділянки

(див. рис, 17.2).

272