Для обработки данных исследований скважины Н_к определяют по результатам измерения статического уровня жидкости после полной ее стабилизации, т.е. полного восстановления забойного давления, приравниваемого к текущему динамическому пластовому давлению.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ ПО НЕПОЛНЫМ КРИВЫМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ (ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ)

  Метод заключается в снятии неполных кривых восстановления уровня (давления) по исследуемой скважине после ее остановки. Неполные кривые снимаются на участке активного восстановления уровня (давления). Конечное значение пластового давления (статического уровня) определяется способом аппроксимации.

  Исследования  скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости способом снятия неполной кривой восстановления пластового давления проводятся в следующем порядке.

  1. Перед началом исследования в скважину спускается через затрубное  пространство глубинный  манометр,   и после 1-2  ч работы скважина останавливается на восстановление пластового давления. В случае невозможности спуска в скважину манометра более тщательно отбивается динамический уровень жидкости в затрубном пространстве или путем спуска прибора в НКТ.

2. Периодически  в  течение   1—8   сут  ведется   замер   рост давления в скважине.
3. После 1-8 сут наблюдения за восстановлением давления исследование прекращается и скважина вводится в дальнейшую эксплуатацию.
4. Во  время  исследования  во  избежание  накопления  газа затрубное пространство скважины должно быть открытым на факельную линию или организован принудительный отбор газа.

  По  полученным данным строится усредненная  неполная кривая восстановления пластового давления (статического уровня). Выбор способа обработки данных замеров производится из следующих соображений. Считается, что положение р_к (статического уровня жидкости) неизвестно.Из графика (см. рис. 6.10) угловой коэффициент

Рис. 6.10. К обработке данных исследования скважин по ускоренному

методу

  Значения (pi и ф2 определяются по графику (см. рис. 6.10) ^ПР^И Ркг ⁼ Рк Для Д^ВУ^Х произвольно взятых точек, соответствующих значениям t\ и ^2-

По известному значению коэффициента продуктивности скважины можно рассчитать основные фильтрационные характеристики ПЗП: коэффициент проницаемости, подвижность нефти и гидропроводность пласта.

7. ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ  МАЛОДЕБИТНЫХ

СКВАЖИН

  Решение задач по выбору оптимальных условий  эксплуатации малодебитных скважин  существенно зависит от работы средств  измерения их продукции. Существующие автоматизированные групповые замерные установки не обеспечивают надежное измерение дебита скважин менее 5 м³/сут.

Исследованиями [34, 85 и др.] установлен периодический  характер изменения дебита по времени и не только малодебитных скважин. Наблюдаются периодические увеличения и последующие уменьшения дебита в течение каждых 10-20 мин работы насоса. На рис. 6.11, а приведено изменение дебита одной из исследовавшихся скважин по жидкости и газового фактора во времени. Видно, что при работе скв. 875 Таймурзинского месторождения при среднем дебите, равном 6,2 м^/сут, наблюдается изменение дебита на +1,6 м³/сут, что составляет +25 %. Изменение газового фактора также периодично с той лишь разницей, что максимальные значения газового фактора соответствуют минимальным значениям дебита скважины по жидкости. Особенно ярко выражена эта особенность по скв. 875 при большем значении среднего дебита (рис. 6.11, б). При этом с увеличением дебита, амплитуда его изменения возрастает. Так, при среднем дебите 17,8 м^/сут амплитуда изменения дебита уже составляет +12 м³/сут. 

20 40 60    х, мин 

  Рис.  7.1. Изменение дебита жидкости Q_x и газового фактора Гф во времени г по скв. 875 (а) и скв. 877 (б) Таймурзинского месторождения

Изменение дебита скважины по жидкости, газового фактора и содержания воды в добываемой продукции, очевидно, связано со сложными физико-химическими процессами, происходящими в НКТ при движении газожидкостной смеси.

  Важную  роль в малодебитных скважинах играет периодичность подачи ШГН. Превышение подачи насоса над дебитом скважины приводит к снижению динамического  уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса и срыву его подачи. Для возобновления работы необходимо, чтобы уровень жидкости повысился до определенного положения с тем, чтобы давление на приеме насоса превысило давление в цилиндре при ходе вверх с учетом гидравлических сопротивлений, возникающих в приемном клапане. За время увеличения глубины погружения насоса под динамический уровень резко уменьшается скорость движения жидкости в НКТ, что вызывает увеличение относительной скорости газа.

  Другой  причиной, по-видимому, является неравномерный  характер распределения газа по длине подъемника из-за непрерывного его выделения из нефти и снижения давления. Отмечено, что в верхней части НКТ образуется "газовый" объем, занимающий до 0,7-0,8 объема труб.

  В выкидной линии имеется вертикальный нисходящий участок, через который движется неустойчивая газонефтяная смесь. Для того, чтобы газовая фаза могла поступить далее в горизонтальный трубопровод, она должна отжать уровень раздела нефть - газ до горизонтального участка трубы и "прорваться" по ее верхней образующей.

  По  мере того как уровень нефть - газ (наличие воды не рассматривается) будет отжиматься, давление в линии будет в определенной мере возрастать. Достигнув своего максимального значения  в   момент  прорыва  в  горизонтальный  трубопровод,

давление  резко снизится. Уровень нефть - газ  в вертикальном участке повысится, и начнется процесс накопления газа в "ловушке", представляющей собой трубопровод от колонной головки скважины до угловой задвижки. Амплитуда колебания давления в этой линии составляет 0,005—0,02 МПа в зависимости от значения газового фактора, дебита скважины и т.д.

  Таким образом, процесс периодического прорыва  газа в выкидную линию носит автоколебательный характер. В период прорыва газа в замерную установку поступает большое его количество, затем оно снижается, а дебит жидкости, напротив, увеличивается, что и является причиной периодических колебаний.

  Подтверждением  сказанному является периодический  характер слива жидкости из пробоотборного крана выкидной линии. Вначале, как правило, после открытия крана происходит слив жидкости. Затем через несколько минут из выкидной линии поступает газ, после чего вновь сливается жидкость и т.д.

  Периодический характер поступления жидкости и  газа на измерение предъявляет определенные требования к методике измерения и поиску его оптимальных вариантов. Прежде всего необходимо установить закономерности периодических колебаний дебита и на их основе определить минимально необходимое количество циклов измерения, при котором достигается достоверность показаний, а затем следует создать метод расчета среднего значения дебита скважины по кривой изменения показателей за определенный период. То же самое относится и к измерению газовой фазы.

  Таким образом, решение проблемы совершенствования  измерения дебитов скважин требует создания новых систем контроля за их работой, отвечающих следующим требованиям.

  1. Рабочие   процессы   должны   быть   непрерывными,   т.е. поступление    и    отвод    из    установки     ГЖС    не    должны прекращаться. Это обеспечивает стабильность термодинамических параметров во времени и высокую точность измерений.

2. Энергию потока ГЖС нельзя использовать для процесса измерения (вращения турбин, переключения и т.д.), т.е. отвод энергии должен быть минимальным.

В энергию  потока не должна подводиться дополнительная энергия, так как при этом может снизиться точность измерений из-за  необходимости  учета  количества  привнесенной  энергии. 
Однако при некоторых условиях указанное требование может быть нарушено, например, при работе с высоковязкой нефтью и при наличии парафина. В данной ситуации возможен дополнительный нагрев..

3. При этом повышается точность измерений, снижается интенсивность выпадения парафина, смол (при охлаждении из-за разгазирования .Процесс   должен   быть   изобарическим,   что позволяет исключить  разгазирование  или  растворение  газа  в жидкости по числу качаний, длине хода,диаметру нас 
   

ВЫВОД

   И так , снижение дебитов малопродуктивних скважин было изучено разными методами. По результатам проведения ГДИС можно точно оценить состояние ПЗП малопродуктивных скважин, найти точную причину снижения дебитов….Это позволяет прогнозировать дальнейший режим работы скважин, как меняется эффективность разработки, будет ли она рентабельной …При этом вводятся мероприятия для увеличения продуктивности скважин.

   В данной работе так же были приведены разные способы обработки полученных данных по ГДИС в месторождениях ОАО "Оренбургнефть". Но все таки можно применять и для других месторождений. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ

    1. Абдуллин Ф.С. О раскрытии трещины  продуктивного пласта в процессе закачки воды в пласт / / ТНТО. Опыт освоения и эксплуатации малопродутивных скважин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1970. – 95 с.

    2. Абызбаев И.М., Габдрахманов А.Г.  О некоторых факторах, снижающих  эффективность разработки скважин.–  Уфа, 1976. – С. 118–125.

    3. Азаматов В.И. Результаты изучения малопродуктивных скважин по ОАО Оренбург– 1967. – Вып. Х. – С. 37–45.

    4. Амерханов И.М. Пластовые нефти  Татарской АССР и изменение  их параметров в зависимости  от различных факторов. – Бугульма: 1975. – 482 с.