Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
271
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины;
привс
к
пл
c
к
пзп
r
R
k
r
R
k
.
ln
ln
(7.48)
где:
- коэффициент гидродинамического совершенства скважины;
k
пзп
– проницаемость призабойной зоны пласта, определяемая по
результатам исследования скважин на установившихся режимах, (мД);
k
пл
– проницаемость пласта в объеме дренирования скважины (в
удаленной зоне пласта), определяемая по результатам исследования
скважин на неустановившихся режимах фильтрации, (мД);
R
к
– радиус контура питания скважины, (м);
r
с
– радиус скважины по долоту, (м);
r
с.прив.
– приведенный радиус скважины, определяемый по
исследованию скважин на неустановившихся режимах, (м).
Скин-фактор;
23,3
r
logTlog
B
)t(PP
151,1S
2
c
cк
(7.49)
где:
t = 1 час;
T – общее время работы скважины с постоянным дебитом до ее
остановки перед снятием КВД, (час);
Р
к
Р
с
– давление на контуре питания и давление в скважине, (МПа,
атм);
В – угол между прямым участком КВД (рисунок 7.40), и проекцией
этого участка на ось абсцисс;
χ – пьезопроводность пласта (м
2
/с);
r
с
– радиус скважины по долоту, (м).
Радиус загрязненной зоны пласта;
.загр.загр
4r
(7.50)
где:
загр.
– время распространения давления в границах загрязненной
зоны, (атм/час).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
272
1
10
T
)t(c
.загр
(7.51)
где:
с(t) – координация проекции прямолинейного участка графика на
ось абсцисс, перестроенного в координатах
t
tT
tP
c
lg)(
, (рис. 7.42).
Отрезок прямой, отсекаемый на оси «y» при пересечении с прямой
линией графика КВД (рисунок 7.40).
2
c
н
r
25,2
ln
hk4
bQ
A
(7.52)
где:
μ – вязкость, (мПа×с);
b
н
– объемный коэффициент, (%);
χ – пьезопроводность пласта (м
2
/с).
Угол между прямым участком КВД (рисунок 7.40), и проекцией
этого участка на ось абсцисс.
h
k
4
bQ
B
н
(7.53)
Рисунок 7.42 - Кривая восстановления давления, перестроенная
в координатах «Р – lg(T+t)/t»
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
273
Порядок проведения работ по снятию КПД, КВД, ИК
Порядок проведения работ при снятии кривой восстановления
давления (КВД), с компрессором.
заехать на куст, установить машину согласно схемы (рисунок
7.43);
Рисунок 7.43 – Типовая схема расположения техники на кусту
при исследовании скважин методом КВД с применением
компрессора.
1 – скважина; 2 – агрегат подземного ремонта скважин; 3 – «мостки»; 4 –
компрессор; 5 – блок-долива; 6 – лебедка ЛС-6, на базе ЗИЛа; 7 – проволока от
ЛС-6 в скважину; 8 – направление ветра; 9 – трубопровод подачи воздуха
(инертного газа), с компрессора в скважину; 10 – трубопровод сброса скважинной
жидкости на блок-долива.
проверить задвижку 5 (закрыта или открыта), если открыта,
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
274
закрыть (рисунок 7.44);
проверить давление в лубрикаторе через вентиль 7 (при наличии
давления - стравить);
снять лубрикаторную головку 8;
установить ролик 9;
включить прибор 10 и спустить его в лубрикатор 6;
Рисунок 7.44 – Оборудование устья скважины при проведении
исследования методом КВД.
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7, – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – глубинный
манометр-термометр; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12 –
пусковые муфты; 13 – вентиль для замера давления в скважине; 14 – подача
воздуха или газа в затрубное пространство, при компрессировании; 15 –
проволока от лебедки ЛС в скважину; 16 – отвод для сброса скважинной
жидкости в ёмкость (блок-долива); 17 – аварийный отвод; 18 – воронка; 19 –
пласт.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
275
установить и закрутить лубрикаторную головку 8;
закрыть вентиль 7;
открыть задвижку 5 и 3;
спустить прибор 10 в скважину с заданным интервалом, с
остановкой на каждом участке не менее двух минут на заданную глубину;
запустить компрессор 4 (рисунок 7.43) и открыть задвижку 1 и 4,
(рисунок 7.44);
при нагнетании воздуха в затрубное пространство 14, через
колонну НКТ 11, с пусковыми муфтами 12 и задвижку 4, через отвод 16,
на блок долива будет выходить жидкость, (необходимый объем
откачиваемой жидкости, 1,5 объема скважины);
после срабатывания пусковых муфт 12 и откачки необходимого
объема жидкости остановить компрессор 4 (рисунок 7.43) и закрыть
задвижку 1;
стравить воздух из трубопровода 9, (рисунок 7.43);
отсоединить компрессор 4 (рисунок 7.43) от скважины (водитель
компрессора);
стравить остаточное давление воздуха (газа) из затрубного
пространства, через задвижку 1 на улицу;
закрыть задвижки 1;
вывесить табличку «Скважина на исследовании» и покинуть куст;
подъем прибора 10 производится через сутки после проведения
всего комплекса работ (по решению заказчика);
подъем прибора 10 производить поинтервально, через 100 - 500
метров с остановкой на каждом участке не менее двух минут;
по окончанию подъема удостовериться, что прибор 10 в
лубрикаторе 6;
закрыть задвижку 5;
через вентиль 7 стравить давление на лубрикаторе 6;
ослабить сальник на лубрикаторной головке 8 и открутить её;
вытащить прибор 10;
снять устьевой ролик 9;
закрутить лубрикаторную головку 8;
закрыть вентиль 7;
смотать проволоку на лебёдку ЛС – 6, (поз. 6 рисунок 7.43);
покинуть кустовую площадку.
При освоении скважин методом свабирования манометр
термометр, для записи КВД спускается в скважину, после извлечения
«СВАБа» поинтервально, технология спуска аналогична спуску прибора
при замере «Р
пл
», глубинным манометром. После спуска прибора
скважина закрывается на приток. Время восстановления давления
составляет не менее суток, (в зависимости от характеристик пласта).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
276
Рисунок 7.45 – Кривая восстановления давления (КВД)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
277
При освоении скважины компрессором прибор в скважину можно
спускать как до освоения, записав весь цикл, так и сразу после освоения.
При фонтанировании скважины после освоения, можно записать
«Р
заб
» и закрыть скважину на приток, или отработать скважину на
штуцерах (от меньшего, к большему, 3-5 режимов) записав индикаторную
кривую, и далее закрыть скважину на КВД. Если скважина фонтанирует
устойчиво без видимого снижения дебита, можно оставить скважину в
работе, после записи ИК поднять прибор и по ИК получить параметры
пласта.
При спуске прибора в скважину на колонне НКТ, при освоении
скважины «струйником, «СВАБом, или компрессором (азотником)»,
после всего цикла освоения, скважина закрывается на приток для записи
КВД. Извлекается прибор с колонной НКТ. Данные с прибора
переносятся на компьютер и интерпретируются.
При снятии кривой восстановления давления (КВД), спуск и
подъем прибора в скважине должен проводится поинтервально - для
определения плотности жидкости в стволе скважины до и после
исследования, (пример расчета представлен выше).
На рисунке 7.45 представлен график замера КВД полученный
после освоения скважины, снятый с глубинного манометра АМТ-08.
Примечание: Освоение скважин с закачкой воздуха компрессором,
является опасным процессом, так как, газ, поступающий в скважину из
пласта, при определенном соотношении с воздухом создает
взрывоопасную смесь. Данный метод освоения запрещен инструкцией.
Альтернативой данному методу, является освоение скважины инертным
газом (азотом). Процесс записи КВД идентичен.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
278
Порядок проведения работ при снятии кривой падения
давления (КПД), электронным устьевым манометром.
Рисунок 7.46 - Типовая схема расположения техники на кусту,
при исследовании скважин методом КПД
1 – добывающие и нагнетательные скважины; 2 – АГЗУ «Спутник»; 3 –
блок-гребенка (БГ) или водораспределительная гребенка (ВРГ); 4 –
исследовательская автомашина, («Зил - ЛС-6», «Нива – ЛС-6» и др.); 5 –
направление ветра.
заехать на куст, установить машину согласно схеме, (рисунок
7.46);
на вентиле 5 и 3 (рисунок 7.47), установить технический
манометр и замерить перепад давления (если манометры отсутствуют);
установить электронный манометр на вентиль 3, (если нет
возможности установить манометр на вентиль 3, манометр можно
установить на вентиль 5, при условии что штуцер открыт полностью);
закрыть задвижку 9 в блок-гребенки (БГ) 10, (удостоверится в
герметичности задвижки можно на слух, или по отсутствию расхода на
«Регион-2000»);
время снятия замера КПД выбирается индивидуально, по каждой
скважине, (согласно задания);
после окончания работ закрыть вентиль 3 или 5;
снять электронный манометр;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
279
при изменении отверстия штуцера перед исследованием, штуцер
необходимо вернуть в то положение, в котором он находился;
открыть задвижку 9 в «БГ» (запустить скважину в работу),
удостоверится на слух, что скважина заработала;
замерить перепад давления на манометре 3 и 5.
Рисунок 7.47 – Схема оборудования устья скважины при
проведении исследования методом КПД.
1 – центральная задвижка; 2 – буферная задвижка; 3, 5 – вентили с
манометром; 4 – штуцер, (КШД, ШДР); 6 – воронка НКТ; 7 – пакер; 8 –
эксплуатационный пласт; 9 – секущая задвижка в блок-гребенке; 10 – блок-
гребенка, (условно); 11 – закачиваемая жидкость с КНС.
На рисунке 7.48 представлен график КПД, полученный с
электронного манометра.
Примечание: исследования скважин методом КПД устьевым
манометром, в зимнее время не проводятся, в случае экстренной
необходимости возможно, проведение данного исследования глубинным
манометром, (рассмотрим ниже), но при этом необходимо обеспечить
сохранность водовода и скважины от замерзания и в момент запуска
иметь ППУ (паропередвижная установка).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
280
Рисунок 7.48 – Кривая падения давления (КПД)