Индикаторные методы контроля
Индикаторные программы для фильтрации жидкости представляют собой, зависимости давления на забое от дебита, построенного по результата измерения на установленном режиме работы скважин.
Последовательность проявления исследования
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.
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.
Объемный дебит определяют по формуле:
;
где F-средняя по высоте мерника площадь;
h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др.);
|
|
|
t- время измерения, час.
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 скважинахможно 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.
|
|
|
Рис1 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. 1 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<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области.
3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.
Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 1, кривая 3) объясняется двумя причинами:
1) некачественные измерения при проведении исследований;
2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков
Билет 7
Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 942; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!