Дуже рідко, у випадку безрезультативносгі інших перфораторів, застосовують торпедну перфорацію, за якої навпроти продуктивного пласта підривають торпеди, що призводить здебільшого до розтріскування обсадної колони, цементного кільця за нею і гірської породи.
Підготовку свердловини до стріляючої перфорації здійснює промислова служба.
Вибір перфоратора, методу і технології перфорації залежить від призначення свердловини, мети перфорації, міцності, товщини і типу пласта, стану обсадної колони, розмірів стовбура свердловини, тиску і температури та Ін.
Для технолога-розробника, в аспекті перфорації свердловин, важливо дотримуватися трьох основних принципів: а) забезпечити високу гідродинамічну досконалість свердловини; б) зберегти механічну міцність обсадної колони труб І цементного кільця; в) досягти мінімальних витрат засобів та часу. Ці принципи виконуються вибором оптимальної густоти перфорації, належної якості перфораційної рідини, якою заповнюється свердловина, і відповідної технології процесу.
Густоту перфорації потрібно взяти з гідродинамічних міркувань не менше 10...20 отв/м. Порушення механічної міцності колони та цементного кільця настає за густоти перфорації 30...50 отв/м. Практика засвідчує, що зі збільшенням густоти перфорації коефіцієнт досконалості свердловини зростає, сягає максимуму і відтак знижується внаслідок забруднення створених каналів та привибійної зони пласта в процесі повторного вибуху зарядів (для збільшення кількості отворів в одному і тому ж інтервалі)
у разі наявності неякісної перфораційної рідини. Кращими перфораційними рідинами є нафта, розчини на її основі, водонафтові емульсії, очищені від твердих частинок сольові розчини та інші. Усі вони не повинні містити механічних, твердих домішок, здатних кольматувати пори.
Перед проведенням перфорації свердловини слід розчистити майданчик біля свердловини, прошаблонувати експлуатаційну колону, встановити противикидну засувку на гирлі зі штурвалом на відстані від гирла 8...10 м, прокласти відвідні труби від гирла, опресувати обладнання, підготувати свердловинну перфораційну рідину та ін.
Пдропіскоструминна перфорація
Гідропккоструминна перфорація (П111) базується на використанні кінетичної енергії й абразивності високошвидкісних піщано-рідинних струменів, які витікають з насадок (сопел) перфоратора.
Під час ПІЇТ утворюються канали значно більших розмірів (довжина до 0,4 м, середній діаметр вздовж каналу становить приблизно половину довжини), ніж кумулятивні чи кульові канали, не розтріскується цементний камінь за обсадною колоною труб, не ущільнюється порода в зоні перфорації. Проте, внаслідок великої трудомісткості та вартості, 11111 використовують тільки там, де стріляюча перфорація виявляється не ефективною (в розвідувальних свердловинах), а також для підвищення продуктивності експлуатаційних свердловин діянням на привибійну зону пласта (див. нижче).
Технологія ГПП вміщує такі операції:
а) глушіння свердловини запомповуванням рідини (тільки за наявності розкритих пропластків);
б) опускання перфоратора на НКТ (бурильних трубах) за допомогою піднімача на задану глибину та прив’язування геофізичними методами місця встановлення його за глибиною залягання до пласта- репера і глибиною розміщення муфти-репера на НКТ з урахуванням видовження труб під час циркуляції рідини;
в) обв’язування гирла і наземного обладнання;
г) введення в НКТ опресувальної кулі, опресування системи маніфодьдів і НКТ на 1,5-кратний робочий тиск, вимивання опресувальної кулі на поверхню зворотною (по затрубному простору) циркуляцією робочої рідини та оцінку втрат тиску на тертя здійсненням промивання свердловини на режимі перфорації;
ґ) опускання в НКТ робочої кулі;
д) проведення власне перфорації;
е) піднімання перфоратора на вищезалеглий інтервал (ці дві останні операції багаторазово повторюються);
с) вимивання зворотною циркуляцією робочої кулі із НКТ та зворотне промивання свердловини від піску;
ж) піднімання НКТ з перфоратором, демонтаж обладнання.
Обв’язка поверхневого обладнання може бути з повторним
використанням рідини та піску (закільцьована схема), зі скиданням піску та зі скиданням піску і рідини. Остання схема (рис. 5.1) є найпростішою.
Як робочу рідину використовують технічну воду з ПАР, пластову воду, 5...6% розчин соляної кислоти, розгазовану нафту та ін. Пісок повинен бути з вмістом переважно кварцу (понад 50%) фракції 0,2...2 мм.
Гідроперфоратор (абразивний перфоратор) ПА-6М містить корпус, насадки в тримачах і заглушки, хвостовик-перо з центратором і кульові клапани (опресувальний та робочий).
Гідропіскосіруминною перфорацією можна створити нормальні (горизонтальні) і похилі (найдоцільніший кут нахилу до осі свердловини 60°) канали, вертикальні і горизонтальні щілини. Густота перфорації часто становить 1...4 отв./м. Проте цього недостатньо. У шаруватих колекторах доцільно створювати 10...20 нормальних і 6...10 похилих каналів чи 18...20 щілин (довжина кожної по 100 мм) на 1 м товщини пласта.
Удосконалення ГПП здійснюється в напрямку використання газорідинно-піщаної суміші (зростає довжина каналів у 2...3,5 рази), кислотних розчинів, додавання до рідини полімерів, створення шлангових та зондові«гідромоніторних гідропІскоструминних пристроїв. Проектування технології полягає ось у чому.
Гирловий тиск нагнітання
рГ=Ар1+Ар + Ар2+Арзатр<раг, (5.1)
де ф[ і Лр2 “ втрати тиску на тертя в НКТ і в затрубному просторі, які визначаються залежно від розмірів труб і витрати рідини О = цп\ # - витрата рідини через одну насадку, якою задаються в межах 3...3,2 м/с; п - кількість працюючих насадок (парне число для усунення реактивної сили), причому обов’язково беруть £>/^^>0,5 м/с (для винесення шламу); - площа прохідного перерізу затрубного простору; Ар - перепад тиску в насадці, який вибирається залежно від витрати і; за різних діаметрів насадок, причому Ар > Дртт (Дртіп= 10-12 МПа для насадок 6 мм і Дртіп= 18...20 МПа для насадок З та 4,5 мм за міцності порід на стиснення понад 25...30 МПа); Рзщ> - протитиск на шрлі свердловини в затрубному просторі під час роботи за замкненою системою; р№ - допустимий гирловий тиск, який зумовлений технічною можливістю насосних агрегатів типу УН 1-630х700А (4АН-700) чи міцнісною характеристикою труб.
В останньому випадку допустимий гирловий тиск
Рз руш-ігі' (52)
К6рт
де Язруш - зрушуюче навантаження, яке обчислюють за формулою Яковлева-Шумілова або беруть Із довідників; та і - відповідно вага
1 м (з урахуванням муфт) та довжина опускання НКТ;
Кб - коефіцієнт безпеки, який беруть рівним 1,3-1,5; Рт - площа прохідного перерізу НКТ.
Додаткове видовження НКТ під час створення в них тиску
А/ = РтРт1, (5.3)
^м/т2т
де Ем — модель Юнга (пружності) для сталі, що дорівнює 70-10 МПа; /т - площа поперечного перерізу металу НКТ; 2Т - коефіцієнт, що враховує гертя труб до стінки обсадної колони (беруть їт=1,5...2).
Кількість насосних агрегатів визначають як відношення потрібної гідравлічної потужності до гідравлічної потужності агрегату з уврахуванням одного запасного:
дг =—Я_£і— +($Л)
Па<їаРа
де Г[а - коефіцієнт, що враховує технічний стан насосних агрегатів, ступінь їх зносу (Г|а = 0,75...1); да - подавання одного агрегату на розрахунковому режимі (за тиску р\У, ра - тиск, який розвиває агрегат (причому слід брати Рь=Рт).
Тривалість одного різання отвору беруть 15...30 хв, щілини 20...40 хв (по 2...3 хв на 10 мм щілини).
Задана концентрація піску в разі використання води становить 40...50 кг/м3.
Залежно від кількості інтервалів різання і схеми обв’язки комунікацій обчислюють кількість робочої рідини і піску.
Освоєння свердловин - це комплекс технологічних операцій щодо перфорації, викликання припливу та діяння на привибІйну зону пласта з метою забезпечення її продуктивності, яка відповідає природній проникності і нафтонасиченій товщині пласта, під час введення свердловини в експлуатацію після буріння чи ремонту.
Обмежимося тут розглядом освоєння у вузькому розумінні цього слова як пускового процесу викликання припливу.
Освоєння нафтових свердловин
Перед освоєнням свердловина заповнена перфораційною рідиною чи рідиною глушіння, якими створюється репресія тиску на пласт для попередження проявлення (відкритого аварійного фонтанування) свердловини, тобто
де /і - висота стовпа рідини у свердловині; рс - середня густина свердловинної рідини; рт, рв ~ пластовий тиск і тиск на вибої свердловини; g - прискорення вільного падіння.
Для викликання припливу потрібно забезпечити умову: рв<Ргт, тобто створити депресію тиску Ар - рв.
Розрізняють метода освоєння фонтанних (за високого пластового тискур^) і механізованих свердловин.
Перед освоєнням свердловини обладнують ЗГІДНО зі способом наступної експлуатації і методом викликання припливу.
Можна даома шляхами викликати припливи: зменшенням густини свердловинної рідини рс чи висоти стовпа рідини У нафтопромисловій практиці відповідно до цього знайшли використання такі три методи викликання припливу.
1 Послідовна заміна рідини з більшою густиною на рідину з меншою густиною (звичайно за схемою буровий розчин з більшою густиною буровий розчин з меншою густиною - вода - нафта - газоконденсат) Зазначимо, що використовувати нафту і газоконденсат через їх пожежо-1 вибухонебезпечність в Україні заборонено
Для освоєння у свердловину опускають НКТ, обв’язують наземне обладнання свердловини і насосний агрегат з ємностями Відтак опресовують нагнітальну лінію та запомповують рідину в НКТ (пряме промивання) чи в затрубний простір (зворотне промивання) насосним агрегатом УН 1-630x700А (4АН-700), а зі свердловини рідину виводять у збірну ємність
2 Аеруєання (газування)рідини Здійснюється воно аналогічно, але в потік рідини (води) поступово вводять газ, витрата якого збільшується, а витрата рідини при цьому зменшується (рис 5 2) Густину газорідинної суміші доводять до 300 400 кг/м[1] Швидкість спадного потоку рідини має бути не меншою 0,8-1 м/с для попередження спливання бульбашок газу і утворення „газових подушок”, які зумовлюють різке зростання тиску, через що процес зривається
Газ вводять за допомогою аератора типу „перфорована труба в трубі” чи рідинно-газового ежектора, а на газовій лінії встановлюють зворотній клапан, щоб попередити потрапляння рщини в компресор
Для освоєння використовують газоподібний азот від автомобільного газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К) або природний (вуглеводневий) газ із газових свердловин (газопроводів) За спещальним дозволом можна використовувати повітря від пересувного компресора Для освоєння свердловин розроблено пересувні компресорні устатковання (типу УКП-80, СД-12/250, НЕ-12/250, УКС- 80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 ТП)
У разі використання аовпря можуть утворюватися вибухонебезпечні суміші, існує загроза вибухів у свердловині Для надання процесу плавності, стійкості і безпеки до води додають ПАР - тноутворювачі, тобто освоєння здійснюють дво- чи трифазною ПІНОЮ
Рисунок 52 - Технологічна схема освоєння свердловин аеруванням рідини з застосуванням двофазної тни 1 - аератор, 2 - манометр, 3 - витратомір повітря, 4 - компресор, 5 - зворотні#! клапан, 6 - насосний агрегат, 7 - мірна ємність, 8 - накопичувальна ємність для пшоутворювальної рщинн, 9 лінія виквду гани |
у НКТ чи желонку (на вигляд вузького довгого відра з нижнім кульовим клапаном).
Газліфтні свердловини освоюють звичайно методом протискування
(див. главу 8).
Насосні свердловини перед освоєнням промивають водою чи краще нафтою І освоюють насосом (ШСН, ЕВН), який використовується надалі для експлуатації конкретної свердловини.
Особливості освоєння нагнітальних свердловин
Нагнітальні свердловини поділяють на законтурні (розташовані у водяній зоні) і внутрішньоконтурні (розміщені в нафтовій зоні покладу).
Законтурні свердловини освоюють зразу під нагнітання води, а внутрішньоконтурні - спочатку на приплив, потім після зниження пластового тиску рт в районі свердловини - під нагнітанням. Якщо є ряд нагнітальних свердловин, то освоюють їх під нагнітання через одну, а пропущені свердловини освоюють д ля відбирання нафти, потім після повного обводнення під нагнітання освоюють пропущені свердловини. У свердловинах, які працювали на відбирання нафти, доцільно перед нагнітанням води (газу) провести теплове оброблення (див. § 5.8) з метою очищення привибІйної зони від можливих парафіноасфальтеносмолисгих відкладів.
Для очищення стовбура нагнітальної свердловини перед нагнітанням проводять інтенсивні промивання (прямі, зворотні) протягом І...З діб з витратою води 1200-1500 м3/добу до мінімального і стабільного вмісту завислих частинок. Вода подається з водоводу зі скидуванням в ємності (земляні амбари, каналізацію) або по закільцьованій схемі з відстоюванням в ємностях.
Для очищення привибійної зони здійснюють інтенсивні дренажі самовшіиванням, газліфтним І насосним способами експлуатації чи поршнюванням (свабуванням). Самовшіиванням можна досягнути
ефекту лише тоді, коли витрата притікаючої води є достатньо великою
* * З
(декілька десятків м /добу). Короткотривалі (по 6...15 хв) періодичні виливання здійснюють до тих пір, поки стабілізується кількість завислих частинок у рідині, що виходять із свердловини, при цьому скорочуються обсяги відібраної води в 4...5 разів порівняно з безперервними виливаннями.
Під час виконання усіх робіт з освоєння свердловин заборонено скидувати мінералізовану чи забруднену нафтою воду у відкриті водоймища, щоб не занечищувати довкілля І не знищувати флору та фауну.
§ 5.3 Задачі, вади і методи, технологія і техніка дослідження свердловин та пластів
Задачі, види і методи дослідження свердловин і пластів
Основна задача дослідження покладів і свердловин - це одержання інформації про них для підрахунку запасів нафти і газу, проектування, аналізу, реіулювання розробки покладів та експлуатації свердловин. Дослідження починається відразу після розкриття покладів і продовжується протягом усього “життя” родовища, тобто здійснюється в процесі буріння та експлуатації свердловин, які забезпечують безпосередній доступ у поклад.
Дослідження можна поділите на первинні, поточні і спеціальні. Первинні дослідження проводять на стадії розвідки і дослідної експлуатації родовища. Задача їх полягає в отриманні вхідних даних, потрібних для підрахунку запасів нафти і проектування розробки покладу, проектування експлуатації свердловин.
Поточні дослідження здійснюють у процесі розробки покладу. їх задача - отримати відомості для уточнення параметрів пласта, для прийняття рішення щодо регулювання процесу розробки покладу, для проектування І оптимІзації технологічних режимів роботи свердловин та Ін.
Спєцктьпі дослідження зумовлюються специфічними умовами розробки покладу І експлуатації свердловин (наприклад, впровадження внутріиліьопластового горіння та ін.).
Виділяють прямі і непрямі методи дослідження. До прямих досііджень відносять безпосередні вимірювання тиску, температури, лабораторні методи визначення параметрів пласта і флюїдів за керном і пробами рідини, які відібрано з свердловини.
Більшість параметрів покладів і свердловин не піддається безпосередньому вимірюванню. ЦІ параметри визначають посередньо (не прямо), через перерахунок їх за співвідношеннями, якими пов’язані вони з іншими, безпосередньо виміряними побічними параметрами. Непрямі методи дослідження за фізичними явищами, які лежать в їх основі, поділяють на промислово-геофізичні, гідродинамічні та інші.
Промислово-геофізичні дослідження свердловин
Для промислово-геофізичних досліджень свердловин використовують прилади, які опускають у свердловину за допомогою глибинної лебідки на електричному (каротажному) кабелі. Тоді вимірюють певні параметри і вивчають електричні властивості порід (електрокаротаж), радіоактивні (радіоактивний каротаж - гамма каротаж, гамма-гамма- карстаж, нейтронні каротажі), акустичні (акустичний каротаж), механічні (кавернометрія) та ін.
Промислово-геофізичні дослідження дають змогу через перерахунок виміряних величин визначити:
а) характеристику пласта - коефіцієнт пористості (порової, тріщинної, кавернозної), коефіцієнт проникності, нафтоводогазо насиченість, товщину пласта, глибинні відмітки його покрівлі й підошви, літологію і глинистість порід;
б) стан розробки покладу - положення ВНК, ГКН та їх просування, швидкість руху І розподіл по свердловинах запомпованих у пласт агентів (метод радіоактивних ізотопів, Індикаторні методи та ін.), працюючі інтервали пласта, профілі припливу і поглинання (свердловинна дебіто- і витратометрія, термометрія, фотоколориметрія, визначення вмісту ванадію і кобальту в нафті), інтервали обводнення, склад рідини у стовбурі свердловини і його зміну (гамма- густинометрія, діелькометрична вологометрія, резистивиметрія та ін.);
в) визначити технічний стан свердловини - якість цементування, негерметичність обсадних труб, наявність міжпластових перетоків, товщину стінок труб, дефекти в них, місцезнаходження інтервалів перфорації, елементів обладнання, муфт І вибою свердловини, місце відкладання парафіну, осадів та ін.
Ці дослідження виконують геофізичні організації. До геофізичних досліджень відносять також свердловинні дебітовитратометричні і термодинамічні дослідження.
Свердловинні дебіто- і витратометричні дослідження
Ці дослідження дають змогу виділити в загальній товщі пласта працюючі інтервали і встановити профілі припливу у видобувних І поглинання у нагнітальних свердловинах.
Як правило, ці дослідження доповнюються одночасним вимірюванням тиску, температури, вологовмісту потоку (частки води) і їх розподілу вздовж стовбура свердловини.
Для дослідження на електричному кабелі через лубрикатор на гирлі у працюючу нагнітальну свердловину опускають свердловинний прилад - витратомір (у діючу видобувну свердловину - дебітомір), давач якого подає на поверхню електричний сигнал, що відповідає витраті рідини. Прилад переміщають у свердловині періодично з певним кроком (до 1 м) від точки до точки. У кожній точці вимірюється сумарна витрата рідини.
д д б
|
Рисунок 5.3- ДебІтограма (д) І профіль (б) припливу рідини з пласта, який складається з трьох (І, Н, Ш) пропластків; Q - витрата рідини; |
0\ - приплив з і-го пропластка; г - вертикальна координата; І - інтервали перфорації; АВ - непрацюючий інтервал перфорації товщнною А
За даними вимірювання будують діаграму Інтенсивності (витрато- або дебітограму) або переважно профіль поглинання (припливу) рідини (рис. 5.3). Це дає змогу визначити працюючі інтервали продуктивного пласта, їх часткову участь у загальній витраті (дебіті) рідини, коефіцієнт охоплення розробкою пласта по товщині (відношення працюючої товщини пласта до нафтонасиченої чи до перфорованої), ефективність проведених у свердловині робіт з діяння на привибійну зону пласта.
За наявності результатів вимірювань вибійного тиску можна визначити також коефіцієнт продуктивності (приймальності) кожного Інтервалу або в разі досліджень на кількох режимах роботи свердловини - побудувати для них індикаторні діаграми (див. § 5.4).
Термодинамічні дослідження свердловин
Такі дослідження дають змогу вивчати розподіл температури у свердловині, яка тривало простоює (геотерма) або яка працює (термограма). З цими даними можна визначати геотермічний градієнт, виявляти працюючі і обводнені інтервали пласта, здійснювати аналіз температурних процесів у пласті при тепловому діянні чи нашітанні холодної води і стану вироблення запасів нафти під час заводнення, а також контролювати технічний стан свердловин і роботу підземного свердловинного обладнання.
Зміну температури Т надр Землі з глибиною і (природна геотерма) можна виразити рівнянням:
Т — + Г, (5.5)
де То - температура нейтрального шару Землі; Гт = ііТ/(Ь - геотермічний градієнт (у середньому дорівнює 0,033 °С/м). Якщо То звести до рівня поверхні Землі, то під г можна розуміти не глибину від нейтрального шару, а глибину залягання порід від поверхні Землі.
Геотерму і термограму під час нагнітання гарячої води показано на рис. 3.7 (див. § 3.6). У видобувній свердловині висхідний потік рідини нагріває вищезалеглі породи, причому з часом і розподіл температур«стабілізується.
Геотерму і термограми використовують під час проектування і аналізу експлуатації свердловин.
Фільтрація флюїдів у свердловину, як дросельний процес зміни температури ДТ від перепаду тиску Ар (ефект Джоуля-Томсона) згідно з рівнянням
АТ = -£дДр, (5.6)
характеризується зміною температури флюїду на її вибої, де єд - середній інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томсона (дросельний коефіцієнт). Дня водії £в— 0,24, для нафти єн = 0,41„.0,61, для вуглеводневого газу єг = -(3,55...4,08) °С/МПа. Це означає, що під час припливу води і нафти потік нагрівається, а під час припливу газу - охолоджується.
У разі припливу однорідної нафти дросельні ефекти незначні (температура нафти може підвищуватися всього на 0,4...0,6 °С за депресії тиску приблизно 1 МПа).
Якщо у свердловину припливає газована нафта (суміш нафти і вільного газу), то зміну температури внаслідок дросельного і калориметричного ефектів можна оцінити за формулою:
Гв-Гпл _сн£нРн+сг£гРА(с0-<У>в)
Рпп ~Рв снРн ^гРг^н^О -«рРв) ^ ^
де Тш, Тв - пластова і вибійна температури; вн - об’ємний коефіцієнт нафти; сН(Г), рн(г) - відповідно питома теплоємність, густина за нормальних умов нафти (газу); Со - експлуатаційний газовий фактор; Ор - коефіцієнт розчинності газу в нафті,
276
З використанням цієї формули можна оцінити умови відсутності зміни температури (Тв - ТтХ випадання парафіну з нафти у пласті (Тв <ТН, де Гн - температура насичення наф™ парафіном), радіус зони випадання твердого парафіну в пласті.
На термограмах, які знято відразу після зупинки свердловини, виділяються аномалії температури. Чіткіше такі аномалії видно на термограмах, які знято після зупинки водонагнітальних свердловин, що дає змоіу виділити поглинаючі пласти.
Поінтервальний приплив нафти з кількох пластів можна визначити за термоірамою, яка знята у тривало (більше кількох діб) працюючій нафтовій свердловині за постійного відбору. Потоки з кожного пласта, маючи різну температуру і послідовно змішуючись, зумовлюють стрибкоподібну зміну температури потоку суміші. Тоді приплив (?рі з кожного, послідовно зверху вниз, пласта можна обчислювати за калориметричним рівнянням
ЛГріарі=АТіУ01, (5.8)
і+1
де АТрі - підвищення температури потоку розглядуваного, /-го пласта біля його покрівлі відносно геотерми; Д7} - зниження температури потоку в межах інтервалу змішування (за рахунок калориметричного
п
ефекту); Д* -дебіт розглядуваного інтервалу; £ О і -сумарний дебіт
1 + 1
нижчезалеглих пластів відносно розглядуваного, причому для першого - п
пласта У £>г- = <2 - £?р Ь @ " загальний дебіт свердловини; /+1
п - кількість пластів.
Треба зауважити, що витрато- і термометрія свердловин дають змогу також визначити місця порушення герметичності обсадиих колон, перетікання флюїдів між пластами та ін.
Гідродинамічні методи дослідження
Суть цих методів полягає у вимірюванні дебітів і вибійних тисків (або їх зміни в часі). У цьому разі на відміну від лабораторних і промислово-геофізичних досліджень вивченням охоплюється зона дренування великих розмірів, а не точки чи локальні області привибійних зон.
Безпосередньо за даними цих методів можна визначити коефіцієнт продуктивності (приймальносгі) свердловини К0, коефіцієнт гідропро- відності пласта £, пластовий тиск рш, коефіцієнт п’єзопровідності пласта к, комплексний параметр к/гс“ (гс - зведений радіус свердловини), а в поєднанні з лабораторними і геофізичними дослідженнями - коефіцієнт проникності пласта к і зведений радіус свердловини Гс коефіцієнт досконалості 5 свердловини, скін-ефект.
Гідродинамічні методи дослідження поділяються на дослідження на усталених режимах фільтрації (метод усталених відборів або пробних відбирань) і на неусталених режимах (метод відновлення вибійного тиску і метод гідропрослуховування).
ЦІ дослідження виконують служби нафтовидобувних підприємств. Дня проведення досліджень свердловин і вимірювань складають тан-графік. Рекомендована періодичність здійснення досліджень і вимірювань по кожній свердловині допомагає виявити всі зміни умов роботи покладу та свердловин і в основному передбачає:
один раз на два роки - проводити гідродинамічні дослідження; кожного року - визначати профіль припливів та інтервали обводнення;
один раз на півріччя - вимірювати пластовий тиск і пластову температуру 7^, визначати інтервали поглинання, положення ВНК та ГНК у спостережних свердловинах;
кожного кварталу - вимірювати вибійний тиск р&; кожного місяця - вимірювати газовий фактор Со (зарт > рн); один раз на 1...2 тижні - вимірювати газовий фактор Со (за рт < рД дебіти, приймальності, обводненісгь продукції.
Технологія І техніка гідродинамічних досліджень І вимірювань
Спосіб експлуатації свердловини накладає технічні обмеження на технологію здійснення гідродинамічних досліджень. Особливості, пов’язані з технологією досліджень і методикою оброблень результатів, розглянемо в наступних розділах.
Свердловинні прилади для глибинних вимірювань поділяють на автономні (з місцевою реєстрацією) І дистанційні. Місцева реєстрація здійснюється дряпаючим пером на діаграмному бланку, який переміщується за допомогою годинникового приводу. У разі використання дистанційних приладів здійснюється передавання сигналу через ванта- жоносіиний електричний кабель і реєстрація показів наземною апаратурою.
Обробляють такі записи на діаграмному бланку з допомогою різних пристосувань для лінійних вимірювань: мікроскопів, компараторів (переважно польових компараторів типу К-7 з чотири або десятикратним збільшенням) і відіікових столиків.
Опускання приладів у працюючі свердловини з надлишковим тиском на гирлі здійснюють з використанням лубрикаторів, які встановлюють на фонтанних арматурах.
Лубрикатор - це труба, що має на одному кінці фланець, а на другому - сальник для ущільнення дроту або кабеля, на якому опускається прилад у свердловину.
Автономні прилади опускають на дроті діаметром 1,6...2,2 мм, використовуючи глибинні лебідки чи спеціальні устатковання для дослідження свердловин, а дистанційні прилади - на кабелі за допомогою автоматичної дослідницької станції, в якій, окрім каротажної лебід ки, є наземна вимірювальна апаратура.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 27 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
