5.2 Последовательность проведения исследований

1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов – для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика).

Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют Rзаб (DR).

Для газовых скважин – это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины.

Для нефтяных скважин:

а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации.

Б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:

· изменением длины хода полированного штока (l);

· изменением числа качаний балансира (n);

· одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.

Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибе-гают изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах Ндин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле:

Рзаб=rg(H-Hдин) (5.5)

На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.

На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл>Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют в конце периода установления. После этого скважину переводят на новый режим.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье.

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют:

а) дебит нефти (газа);

б) пластовое давление;

в) забойное давление;

г) количество выносимого песка;

д) количество выносимой воды;

е) газовый фактор продукции скважины.

В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации Рзабi>Pнас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Рзаб и DR= Рпл-Рзаб только на одном режиме.

Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на «Спутники». Нефть подается только в закрытые сборные пункты.

На стадиях разведки и освоения нефтегазовых месторождений дебит жидкости каждой скважины часто определяют с помощью мерников – открытых емкостей – вертикальные или горизонтальные сосуды (цистерны, прямоугольные сосуды). Продукция скважины направляется в мерник на определенный промежуток времени, который зависит от его вместимости и производительности (дебита) скважины.

Объемный дебит определяют по формуле:

; (5.6)

где F-средняя по высоте мерника площадь;

h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др.);

t- время измерения, час.

Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (nв), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин.

Тогда дебиты:

, , или (5.7)

Для определения Q в т/сут объемные дебиты умножаем на плотность нефти и воды.

Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на ГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Пластовое давление – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах.

Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями:

- прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный);

- расчетным – гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изме-няется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движе-нии двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д. Значения Рзаб получаются менее точными:

а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа »0:

Рзаб = Ру+grжН

б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимисти от давления rж = f(H) = f(P)

Рзаб=Ру+gHrж(Н) – графоаналитический метод

в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи

Рзаб=(Н-Ндин)grж(Н)

где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине.

3. По результатам исследований заполняют таблицу

Таблица 5.1

Результаты исследования скважины

Режим	Рпл	Рзабi	DPi=Рпл-Рзаб	Qi
1	Рпл	Рзаб1	DR1	Q1	К1
2	Рпл	Рзаб2	DR2	Q2	К2
3	Рпл	Рзаб3	DR3	Q3	К3
4	Рпл	Рзаб4	DR4	Q4	К4

4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований.

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси.

Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f(DR)) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f(DR)).

При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(DR). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность DR=Рпл-Рзаб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линей­ному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависи­мость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи

(5.8)

где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк.

Рис. 5.2. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)

Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пласто­вому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 5.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб® Рпл=Рк.

Рис. 5.3 Индикаторная диаграмма Q = f(DR)

Индикаторная диаграмма Q=f(DR) строит-ся для определения коэффициента продуктивности скважин К. (5.9) В пределах справедливости линейного зако-на фильтрации жид­кости, т. е. при линейной зависимости Q=f(DR),коэффициент продук­тивности является величиной постоянной и

численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному мето­дом установившихся отборов, можно вычислить также другие пара­метры пласта.

(5.10)

Откуда коэффициент гидропроводности (5.11)

И проницаемость пласта в призабойной зоне (5.12)

Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям.

В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом.

По коэффициенту продуктивности опреде­ляются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине:

; (5.13)

. (5.14)

где - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти;

Rк - ра­диус контура питания rc - радиус скважины по долоту;

h - эффективная толщина вскры­того скважиной пласта;

с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жид­кости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскры­тия).

Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c1+c2, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В. И. Щурова, исходя из степени вскрытия пласта , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в ко­лонне и глубины каналов в пласте при перфорации .

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:

1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб