1 Организация работ по исследованию скважин
жүктеу/скачать 455.89 Kb.
|
| 2.2 Технология исследования скважин при установившихся режимах.
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 Рзаб (ΔР). 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 (/); изменением числа качаний балансира (n); одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. ; На скважинах, оборудованных ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе. Дебит и давление измеряют в конце периода стабилизации. 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 на каждом установившемся режиме: дебит нефти (газа); пластовое давление; забойное давление; количество выносимого песка; количество выносимой воды; газовый фактор продукции скважины. Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом 0= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) «Спутник». 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: 1) прямым - с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный); 2) расчетным - гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движении двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д.; значения Рзаб получаются менее точны. По результатам исследований заполняют таблицу. По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (ΔР=Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД). Индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. 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: , (16) где Q – дебит скважины, см3/с; к – проницаемость продуктивного пласта, мкм2; Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, кгс/см2; h – толщина пласта, см; μ – вязкость жидкости, мПа*с, Rк и rс – радиус контура питания и радиус скважины, м. жүктеу/скачать 455.89 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|