Та методи обробки їх результатів

Розглянуті в першому розділі основні задачі гідродинамічних методів дослідження нафтових видобувних свердловин є однаковими і обов¢ язковими для застосування у всіх свердловинах, незалежно від способу їх експлуатації.

Різною завжди є техніка та технологія таких досліджень, окремі їх задачі та сума тієї інформації, яка може бути отримана в процесі їх проведення.

При дослідженні фонтанних свердловин методом усталених режимів зміна режиму їх роботи здійснюється шляхом встановлення різних діаметрів штуцерів або регулювальних дросельних клапанів на викидній лінії. Здебільшого конструкція глибинного обладнання фонтанних свердловин дозволяє проводити безпосередній вимір та запис вибійного тиску глибинними манометрами.

Іноді спуск глибинних вимірювальних приладів в фонтанні та газліфтні свердловини супроводжуються значними ускладненнями (підкидання приладів зустрічним газорідинним потоком, їх зупинка при спусканні вниз в місцях інтенсивного парафіноутворення, обриви при підніманні). В окремих випадках спуск їх до вибою стає неможливим, наприклад, коли піднімальна колона НКТ обладнана клапанами-відсікачами. В цьому випадку для визначення вибійного тиску можна використовувати непрямі, аналітичні методи, які базуються на вимірі значень буферного чи затрубного тисків та динамічного рівня рідини в затрубному просторі. Найбільш доцільним можна вважати перший такий метод, який використовує значення буферного тиску при різних режимах експлуатації свердловин.

При відомих значеннях дебіту свердловини, газового фактору, властивостей нафти і газу, їх температури і т.д. по одній з численних методик розрахунку руху газорідинних сумішей в колоні НКТ визначають тиск в кінці колони НКТ. Якщо ця колона спущена до вибою чи верхніх отворів перфорації, то отримана величина буде вибійним тиском, приведеним до покрівлі продуктивного горизонту. Якщо відстань від кінця колони НКТ до вибою значна, то такі розрахунки потрібно провести з врахуванням цієї відстані та діаметру експлуатаційної колони. Точність аналітичних розрахунків вибійного тиску є, як правило, порівняно недостатньою і похибка його визначення може досягати до 10 %, що в свою чергу збільшує в 2 – 3 рази похибку у визначенні коефіцієнта продуктивності свердловин.

Дослідження видобувних свердловин методом зміни режиму їх роботи дає можливість не тільки визначити параметри пласта, але, як це зазначалось в першому розділі, встановити оптимальні режими їх роботи. Стосовно фонтанних свердловин це означає, що в результаті дослідження можна отримати, так звані, регулювальні криві, тобто залежність дебіту нафти, газу, обводненості продукції від режиму роботи (діаметра штуцера, рис, 5.1.).

Аналіз отриманих в процесі дослідження нафтових свердловин регулювальних кривих дає можливість встановити оптимальні режими експлуатації фонтанних свердловин або їх максимально допустимий дебіт, при яких не виникає таких ускладнень:

- значне збільшення обводненості продукції (Q _в);

- прориви газу до вибою свердловини (Q _г);

- руйнування привибійної зони та значне поступлення піску на вибій свердловин.

Свої особливості мають гідродинамічні методи дослідження газліфтних свердловин. Зміну усталених режимів їх роботи можна здійснювати регулюванням протитиску на викидних лініях свердловин або зміною витрати газу, що нагнітається в свердловини. Обидва ці методи дають можливість отримати індикаторну лінію припливу рідини до свердловини з наступною їх обробкою за вказаними в другому розділі методиками.

Q _г

Q _н Q _г

Q _в Q _н

Р _п

Q _в

4 8 12 d _шт, (мм)

Рис. 5.1 – Регулювальні криві роботи фонтанної свердловини при різних режимах їх роботи

Дослідження газліфтних свердловин методом зміни витрати робочого агенту є більш доцільним, оскільки він дає можливість отримати криву ліфтування, тобто залежність дебіту свердловини по рідині від витрати газу V (рис 5.2).

Дослідження газліфтних свердловин вказаним методом доцільно проводити шляхом дискретної зміни витрати газу від найменшого його значення, при якому зберігається стабільна робота свердловин, до такої його величини, коли подальше її збільшення приводить вже до зменшення дебіту свердловин.

Q, Р _в

1

2

V

Рис. 5.2 – Залежність дебіту рідини (1) та вибійного тиску (2)

від об¢ єму нагнітання газу

В газліфтних свердловинах з найбільш простою їх конструкцією (наприклад, так, як і в фонтанних свердловинах) дослідження можна здійснювати прямими методами. В інших випадках (періодичний газліфт, наявність зворотних клапанів) прямі виміри вибійного тиску глибинними манометрами є неможливі.

В цьому випадку тиск на нижньому рівні піднімальної колони НКТ, Р _н, можна визначити розрахунковим методом:

Р _н = Р _р + Р _г – Р _тр, (5.1)

де Р _р – робочий тиск закачки газу на буфері свердловини;

Р _г – гідростатичний тиск стовпа стисненого газу на нижньому рівні колони НКТ;

Р _тр – втрати тиску на подолання сил тертя.

Гідродинамічний тиск достатньо точно можна розрахувати за барометричною формулою:

Р _г = Р _р × е^s, (5.2)

де

, (5.3)

тут: L – відстань до нижнього кінця колони НКТ або до нижнього робочого клапану при пакерній конструкції газліфтної колони;

- відносна густина газу (робочого агенту);

z – коефіцієнт надстиснення газу при середніх значеннях тиску та температури закачки газу по стовбурі свердловини.

Втрати тиску на тертя Р _тр визначають за класичними формулами гідродинаміки (Дарсі-Вейсбаха). Якщо закачка газу для роботи газліфта здійснюється в затрубний простір, то наявність численних муфт в колоні НКТ ускладнює теоретичне визначення коефіцієнта гідравлічних втрат l. В цьому випадку доцільно уточняти схожість аналітичного методу розрахунку тиску в кінці колони НКТ та безпосереднього його виміру, що дає можливість більш точно визначити значення коефіцієнта l.

З іншої сторони, відносно невеликі об¢ єми закачки газу в газліфтні свердловини не викликають значних втрат тиску на тертя, які здебільшого не перевищуючи (0, 1 – 0, 3) МПа. Отже, і похибка у визначенні вибійного тиску (при умові спуску підйомної колони труб до вибою) аналітичним методом буде невелика.