Анализ процесса разработки месторождений.
В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.
14. Каковы особенности коллекторских свойств карбонатоных горных пород?
Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследствие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3-1 мкм2 и пористость 20-35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные, цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5-20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшей пористостью (12-25 %) и проницаемостью (0,01-0,3 мкм2) и более высокой степенью цементации (10-20 %). Водонасыщенность среднепористых карбонатов может достигать 25-35%.
Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонатные коллекторы, обычно называемые матрицами, обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтрационными свойствами: пористость 8-15 %, проницаемость 0,0001-0,01 мкм2, водонасыщенность 35-50 %. Емкостные свойства карбонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц, а фильтрационные свойства - с трещинноватостью пород.
Качество трещинноватых пород, как коллектора нефти и газа характеризуется раскрытостыо трещин, их числом, густотой трещин. Раскрытость трещин колеблется в пределах 14-80 мкм2.
Густота трещин в какой-либо точке пласта характеризуется объемной плотностью трещин:
где 
- половина площади поверхности всех трещин в некотором элементарном объеме породы 
.
Трещинная пористость определяется отношением объема трещин к объему образца породы:
где 
- трещинная пористость, доли единиц; b - высота раскрытости трещин, мм.
Проницаемость трещинноватой породы определяется по формуле:
где 
- коэффициент проницаемости трещинноватой породы.
Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллекторы - хорошие объекты для разработки. Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и малоэффективна, однако наличие трещинноватости приводит к увеличению проницаемости и дает возможность разрабатывать эти коллекторы.
15. Что включает в себя проект разработки месторождения?
Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы.
Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосновывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения, намечаются мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик.
При разработке крупных месторождений составляются комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения с решением следующих задач: проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа; определение объема и очередности строительства объектов сбора; проектирование объектов поддержания пластового давления (водозаборы, насосные станции, кустовые насосные станции и т. д.); проектирование строительства дорог, линий электропередач, баз производственного обслуживания и т. д.
Составление комплексных проектов (схем) способствует ускорению ввода месторождений в разработку.
При разработке крупных многопластовых месторождений предпочтение отдается составлению генеральных технологических схем разработки (Генсхема). В Генсхеме решаются основные вопросы разработки многопластового месторождения в такой последовательности.
1. На основании результатов геолого-промыслового изучения многопластового месторождения намечаются различные варианты воздействия, в частности, законтурное и внутриконтурное заводнения, включая площадные системы, в различных вариантах выделения объектов разработки. Рассматриваются вопросы эксплуатации каждого горизонта самостоятельной сеткой скважин и различные сочетания объединения нескольких горизонтов в один объект с единой сеткой скважин.
2. Оцениваются добывные возможности намечаемых вариантов разработки при различном числе добывающих и нагнетательных скважин, включая варианты интенсификации процесса увеличения перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами. Определяются технико-экономические показатели разработки по отдельным объектам и месторождению в целом.
На основании комплексного геологического, технологического и экономического анализа выбирается вариант, отвечающий требованиям рациональной системы разработки. Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения в целом при условии выполнения планового задания на добычу нефти. Таким образом, многие вопросы разработки многопластового месторождения должны решаться не по отдельно выделенному горизонту (объекту), а для месторождения в целом. Практика проектирования и разработки месторождений показывает, что наилучшие технологические результаты достигаются при условии совпадения линий нагнетания в плане для всех объектов разработки многопластового месторождения и особенно при внедрении внутриконтурного заводнения.
Нарушение принципа единых совмещенных линий нагнетания («разрезания») может привести к перетокам жидкости между пластами через литологические окна и неплотности цементного кольца за колонной.
Кроме того, совпадение линий нагнетания по различным горизонтам позволяет осуществить систему одновременной раздельной закачки воды в два горизонта через одну скважину. Наилучшие технико-экономические показатели разработки достигаются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в лучшей технологии выработки запасов нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторождения, обустройству и добыче нефти. Принятие условия совпадения линий нагнетания по нескольким горизонтам на крупном многопластовом месторождении позволяет вводить его в разработку отдельными участками, блоками.
В первую очередь вводятся в разработку блоки (участки) с наибольшей плотностью запасов и с лучшей геолого-промысловой характеристикой. Такой подход к реализации системы разработки многопластового месторождения позволяет быстро наращивать добычу, а последующим вводом в разработку менее продуктивных участков (блоков) поддерживать добычу на достигнутом высоком уровне.
16. Охарактеризуйте элементарный, групповой и фракционный составы нефти.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. В большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 -14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства.
В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.
Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природной нефти незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение -образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.
Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.
К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть — вода». Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность — способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.
Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С17-С35, имеющие температуру плавления 27-71 °С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их Сзб-С55), а температура плавления -65-88 °С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению.
В России применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации - классы, типы и виды нефти.
На классы нефть подразделяется по содержанию в них серы: малосернистая, сернистая, высокосернистая
По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350°С, нефть делят на три типа: первый, второй, третий
По содержанию парафина нефть разделяют на три вида: малопарафиновые, парафиновые, высокопарафиновые
В нефтепромысловой практике при классификации нефти учитывается содержание смол:малосмолистая, смолистая, высокосмолистая
Разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием. Наиболее распространенный метод фракционирования - перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30-205 °С, называют бензином [интервал кипения 200-300 °С - керосином] нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120-240 °С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином; фракции выкипающие в интервале 300-400 °С - соляровые. Все фракции нефти, выкипающие до 300 °С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшиеся фракции, выкипающие при 400 °С и выше - масляные, из которых получают мазут, масла, гудроны, битумы.
17. Какие методы применяются для исследования скважин и пластов?
Информацию, необходимую для подсчета запасов, проектирования и эффективного контроля процессов разработки, получают путем измерения на поверхности дебитов скважин по нефти, воде и газу, контроля расходов и количества рабочего агента, закачиваемого в продуктивные пласты, а также путем исследования скважин и изучения изменения свойств горных пород и насыщающих их жидкостей и газов в процессе разведки и разработки залежи. Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.
Лабораторные методы.
К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются такие основные параметры как пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти и другие свойства пород и жидкостей.
Эти методы имеют большое практическое значение, особенно при подсчете запасов нефти и газа и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.
Промыслово-геофизические методы.
К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.
По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов. Их широко используют в процессе разведки и начальных стадий разработки месторождений.
С помощью лабораторных и промыслово-геофизических методов можно изучать свойства пластов только в зоне, прилегающей к стенкам скважины. Поэтому получаемая с их помощью информация не достаточно точно характеризует свойства пласта в целом или те свойства, которые могут резко изменяться по площади его распределения (например, проницаемость). Степень достоверности данных о свойствах пластов зависит от числа пробуренных скважин и количества отобранных образцов горных пород. Гидродинамические методы.
К гидродинамическим относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.
В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность и др.).
Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помощью приборов, установленных на устье скважины.
В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними. Гидродинамические исследования несут больший объем информации о работе пласта.
В нефтепромысловой практике применяют следующие основные методы гидродинамических исследований:
- установившихся отборов;
- восстановления давления;
- взаимодействия скважин (гидропрослушивание),
- термодинамические.
Исследование газовых скважин также проводят при стационарных (установившихся) и нестационарных режимах фильтрации газов. В последнем случае используют следующие методы:
- восстановления забойного давления после остановки скважины;
- стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин.
По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин.
18. Как компоненты нефти влияют на процесс нефтедобычи?
Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природной нефти незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение -образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.
Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.
К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть — вода». Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность — способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.
Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С17-С35, имеющие температуру плавления 27-71 °С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их Сзб-С55), а температура плавления -65-88 °С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению.
19. Назовите параметры, определяемые при исследовании скважин.
Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой нефтяных и газовых месторождений, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, коэффициент гидропроводности, подвижности, пьезопроводности и др.
Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойнымдавлением, соответствующими этому дебиту.
Размерность К зависит от выбранных размерностей Q:
т/(сут 
МПа) или м3/(сут МПа). Данный коэффициент характеризует количество добываемой жидкости при изменении перепада давления на одну единицу. Он оценивает потенциальные добывные возможности скважины.
Коэффициент гидропроводности пласта:
его размерность м3/ 
;. данный коэффициент характеризует гидропроводимость пласта в зависимости от значения проницаемости, толщины пласта и вязкости добываемой жидкости.
Коэффициент подвижности:
данный коэффициент характеризует гидравлические свойства пласта и имеет размерность м2/(Па с).
Коэффициенты продуктивности скважин и гидропроводности пласта находятся в прямой зависимости:
(2π∙ε)/ln 
Коэффициент пьезопроводности пласта 𝜒 характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменением режима эксплуатации скважин. Чем больше 𝜒, тем меньше при равных условиях время, в течение которого давление в точке наблюдения изменится вследствие изменения давления в другой скважине. Поэтому пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима. Для однородного пласта коэффициент пьезопроводности:
где 
и 
- соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта, МПа-1; m - эффективная пористость; 
- коэффициент упругоемкости пласта, МПа-1.
Размерность 𝜒при этом м2/с. для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, пьезопроводность изменяется в широком диапазоне (от 10-2 до 102м2/с).
Гидродинамическое совершенство отдельной скважины характеризуется ее приведенным радиусом 
и коэффициентом гидродинамического совершенства 
Все эти параметры рассчитываются при обработке данных исследования пласта методом восстановления давления или методом установившихся отборов.
Нагнетательные скважины исследуют так же, как и добывающие при установившихся и неустановившихся режимах.
Принципиальное отличие исследований заключается в том, что для построения индикаторной кривой и кривой восстановления давления чаще используют измерения давления на устье скважины.
С целью определения коэффициента приемистости пользуются уравнением:
)
где Рзабн - давление на забое нагнетательной скважины; Рпл -пластовое давление; Ко - коэффициент приемистости.
Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Изучение профилей притока, снятых при различных режимах эксплуатации скважины с одновременным измерением забойного давления на каждом из режимов, позволяет оценить продуктивность и свойства каждого пласта.
Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.
Цель исследования пластов по методу гидропрослушивания - изучение параметров пласта, линий выклинивания пласта, тектонических нарушений. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня жидкости или давления в скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в "возмущающей" скважине и начало изменения давления в "реагирующей" скважине по времени пробега "волны давления" от одной скважины до другой, можно судить о свойствах пласта. При известном расстоянии между скважинами и зафиксированном времени пробега "волны давления" определяют пьезопроводность пласта.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на наличие между скважинами непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.
20. Как определяют плотность нефти?
Один из основных показателей товарного качества нефти — плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется при стандартных условиях (температуре 20 °С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м3 служат ценным сырьем для производства моторного топлива.
Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней — шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения в нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости.
Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, по формуле:
где 
— плотность нефти при 20 °С; 
— измеренная плотность нефти при температуре t; 
— коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 — 0,0009 кг/(м3К).
С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров — калиброванных сосудов вместимостью 5 — 100 см3. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.
21. Как проводится исследование скважин на установившихся режимах?
Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.
Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита.
По завершению исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.
По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый индикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит - по оси абсцисс. При этом индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс.
Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:
где 
- коэффициент продуктивности, в этом случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:
Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:
1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения.
2. Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.
3. Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.
Если процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси или когда при переходе от одних режимов цикла к другим изменяется физическая проницаемость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть ее) оказывается криволинейной.
Диаграмма характерная для фильтрации в пласте газированной жидкости прямолинейна в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения (Рз>Рнас) и криволинейна при уменьшении забойного давления ниже давления насыщения (Рзаб< Рнас). Физическая проницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления.
Для скважин с высоковязкой нефтью индикаторная линия не проходит через начало координат, а отсекает на оси АР отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами.
Обработка результатов исследования.
При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым на этой прямой.
Зная коэффициент продуктивности можно определить коэффициент гидропроводности:
Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии параметры пласта, а по лабораторным данным вязкость 
, можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Значение радиуса контура питания 
принимают половину среднего расстояния до соседней скважины. Для одиночных скважин принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.
Определяется коэффициент подвижности нефти:
22. Какими показателями характеризуют вязкость нефти и как они связаны между собой?
Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам.
Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность:
где 
(тета) — коэффициент кинематической вязкости; — коэффициент динамической вязкости; 
— плотность жидкости или газа.
В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в 
, а коэффициент кинематической вязкости — в м2/с.
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 
. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей м (миллипаскальсекунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1м Вязкость нефти добываемой в России во многом определяется ее составом и в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков м (0,1-0,2 ) и более. Тяжелая нефть с высокой плотностью, содержащая значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладает высокой вязкостью, а легкая, малосмолистая нефть имеет низкую вязкость.
Вязкость дегазированной нефти измеряется на специальных разнообразных по конструкции приборах - вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.
23. Сформулируйте понятие коэффициента продуктивности.
Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойнымдавлением, соответствующими этому дебиту.
(6.16)
Размерность К зависит от выбранных размерностей Q: т/(сут МПа) или м3/(сут МПа). Данный коэффициент характеризует количество добываемой жидкости при изменении перепада давления на одну единицу. Он оценивает потенциальные добывные возможности скважины.
Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы, что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:
где - коэффициент продуктивности, в этом случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:
При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым на этой прямой.
24. Какие компоненты входят в состав природных и нефтяных газов?
Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон).
Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. В связи с тем, что один моль любого газа занимает в одинаковых условиях один и тот же объем (22,41 л при нормальных условиях: давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С), объемные и молярные доли численно равны между собой.
Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.
Если состав газа задан объемными или молярными долями, то его молекулярную массу можно определить по соотношению:
(2.4)
где 
объемные (молярные) доли компонентов; 
молекулярные массы компонентов.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.
Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.
Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.
Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами. Содержание их в газе обычно колеблется от долей до нескольких процентов, однако встречаются газы, в которых количество сероводорода и углекислого газа превышает 50 %. Добыча таких газов требует специальной технологии и коррозионностойкого оборудования.
25. Какие причины приводят к необходимости ограничения дебита?
Эффективны ограничение дебитов высокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов для решения задач предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам.
Ограничения давления и дебитов скважин определяются условиями фонтанирования скважин (минимальное забойное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (Р3 
0,75Рн), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др.
К экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.).
По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки.
26. Что понимают под термином "газовый конденсат"?
Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.
В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, что случается реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление падает в несколько раз — до 4—8 МПа, и из газа выделяется сырой нестабильный конденсат, содержащий, в отличие от стабильного, не только углеводороды С5 и выше, но и растворённые газы метан-бутановой фракции.
Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³.
При уменьшении давления, по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1—С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.
27. Охарактеризуйте смысл проведения термодинамических исследований и гидропрослушивания пластов.
Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.
Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнением:
s New Roman"/><wx:font wx:val="Cambria Math"/><w:i/><w:sz w:val="24"/><w:sz-cs w:val="24"/><w:lang w:val="EN-US"/></w:rPr><m:t>z</m:t></m:r></m:oMath></m:oMathPara></w:p><w:sectPr wsp:rsidR="00000000"><w:pgSz w:w="12240" w:h="15840"/><w:pgMar w:top="1134" w:right="850" w:bottom="1134" w:left="1701" w:header="720" w:footer="720" w:gutter="0"/><w:cols w:space="720"/></w:sectPr></w:body></w:wordDocument>"> 
где То - температура нейтрального слоя; Г - геотермический градиент ( в среднем равен 0,033 °С/м).
Если То привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограмма используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.
Фильтрация в скважину вызывает дроссельный эффект. При притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа - охлаждается. По термограмме можно оценить условия и радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4-0,6 °С при депрессии около 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяют аномалии температуры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки нагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.
Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обуславливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Термометрия позволяет также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.
Цель исследования пластов по методу гидропрослушивания - изучение параметров пласта, линий выклинивания пласта, тектонических нарушений. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня жидкости или давления в скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в "возмущающей" скважине и начало изменения давления в "реагирующей" скважине по времени пробега "волны давления" от одной скважины до другой, можно судить о свойствах пласта. При известном расстоянии между скважинами и зафиксированном времени пробега "волны давления" определяют пьезопроводность пласта.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на наличие между скважинами непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.
28. Запишите закон состояния реального газа и объясните порядок определения входящего в него коэффициента сверхсжимаемости.
Состояние газов характеризуется давлением Р, температурой Т, и объемом V. Связь между этими величинами определяется законами газового состояния.
Нефтяные и природные газы имеют значительные отклонения от законов идеальных газов вследствие взаимодействия между собой молекул, которое возникает при сжатии реальных газов. Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости z, показывающим отношение объема реального газа к объему идеального при одних и тех же условиях.
В пласте углеводородные газы могут находиться в самых различных условиях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов уменьшается. При этом молекулы углеводородного газа сближаются и силы притяжения между ними помогают внешним силам, сжимающим газ. Когда углеводородный газ сильно сжат, межмолекулярные расстояния оказываются настолько малыми, что отталкивающие силы начинают оказывать сопротивление дальнейшему уменьшению объема и сжимаемость газа уменьшается.
На практике состояние реальных углеводородных газов при различных температурах и давлениях можно описывать на основании уравнения Клапейрона:
где Р - давление газа, Па; V - объем, занимаемый газом при заданном давлении, м3; m - масса газа, кг; R - газовая постоянная, Дж/(кг -К); Т - температура, К; z - коэффициент сжимаемости.
Коэффициент сжимаемости определяют по графикам, построенным по экспериментальным данным.
В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, пластовое давление вычислить по барометрической формуле:
где - 
; 
- устьевое давление; 
- расстояние от устья до середины интервала перфорации; 
- относительная плотность газа по воздуху; Тср - средняя температура газа в стволе скважины; zcр - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних давлении и температуре по стволу скважины. Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном пластовом давлении, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и пластовое давление рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:
где Тз и Ту - соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.
Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонение свойств реального газа от идеального. В уравнении Клайперона - Менделеева PV=zRT для идеального газа z=1.
При определении коэффициента сверхсжимаемости используются понятия "приведенные и критические параметры газа"
Коэффициент сжимаемости смеси газов, какой являются природные углеводородные газы, может быть определен путем нахождения коэффициентов сжимаемости отдельных компонентов по графикам, с последующим нахождением коэффициента сжимаемости смеси газов.
Коэффициенты сжимаемости природных углеводородных газов с содержанием метана более 90% с достаточной степенью точности могут быть приняты равными коэффициенту сжимаемости чистого метана.
29. Как проводится исследование скважин методом восстановления забойного давления?
Исследования на неустановившихся режимах проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.
Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора
Контролируемые параметры:
Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины
Дебит добывающей жидкости в период работы скважины, до ее остановки
Обводненности продукции скважины
Результаты:
Модель течения в пласте, параметры для модели течения;
Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность пласта;
Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);
Скин-эффект;
Продуктивность скважины и ее гидродинамическое совершенство;
Удаленность границ, модель границ;
Полудлина трещины (для скважин с ГРП);
Пластовое давление.
Метод восстановления давления основан на изучении изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Наиболее часто применяемый вариант этого метода — способ непрерывной регистрации в течение определенного интервала времени забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации. Приток жидкости из пласта в скважину, как правило, прекращается достаточно быстро (фонтанные скважины) или очень медленно уменьшается (насосные скважины). При этом давление в точке вскрытия пласта скважиной возрастает (восстанавливается). Характер изменения кривой восстановления давления (КВД) во времени зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта и приведенного радиуса скважины. Влияние каждого из этих параметров на форму кривой достаточно полно изучено, что позволяет на основании анализа данной кривой определять некоторые гидродинамические характеристики скважины и пласта.
30. Нарисуйте и объясните диаграммы фазовых состояний чистого газа и многокомпонентной системы.
При движении нефти и газа в пласте, стволе скважины, системах сбора и подготовки меняются давление и температура, что обусловливает изменение фазового состояния углеводородов — переход из жидкого в газообразное состояние и наоборот. Так как нефть и газ состоят из большого числа разнообразных по своим свойствам компонентов, то при определенных условиях часть этих компонентов может находиться в жидкой фазе, а другая — в паровой (газовой) фазе. Очевидно, что закономерности движения однофазной системы в пласте и стволе скважины значительно отличаются от закономерностей многофазного движения. Условия дальнего транспорта нефти и газа и последующей переработки требуют отделения легко испаряющихся компонентов от жидкой конденсированной фракции. Поэтому выбор технологии разработки месторождения, системы внутрипромысловой подготовки нефти и газа во многом связан с изучением фазового состояния углеводородов в меняющихся термодинамических условиях.
Фазовые превращения углеводородных систем иллюстрируются диаграммами фазовых состояний, показывающими связь между давлением, температурой и удельным объемом вещества.
|
Рис. 1 Диаграмма состояния чистого газа
На рис. 1-а приведена диаграмма состояния чистого газа, (этана). Сплошными линиями на диаграмме показана связь между давлением и удельным объемом вещества при постоянных температурах. Линии, проходящие через область, ограниченную пунктирной кривой, имеют три характерных участка. Если рассматривать одну из линий области высоких давлений, то сначала рост давления сопровождается небольшим увеличением удельного объема вещества, которое обладает сжимаемостью и в этой области находится в жидком состоянии.
При некотором давлении изотерма резко изламывается и имеет вид горизонтальной линии. При постоянном давлении происходит непрерывное увеличение объема вещества. В этой области жидкость испаряется и переходит в паровую фазу. Испарение заканчивается в точке второго излома изотермы, после которого изменение объема сопровождается почти пропорциональным уменьшением давления. В этой области все вещество находится в газообразном состоянии (в паровой фазе). Пунктирной линией, соединяющей точки излома изотерм, ограничена область перехода вещества из жидкого в паровое состояние или наоборот (в сторону уменьшения удельных объемов).
Эта область соответствует условиям, при которых вещество находится одновременно в двух состояниях жидком и газообразном (область двухфазного состояния вещества). Пунктирная линия, расположенная влево от точки С, называется кривой точек парообразования. Координаты точек данной линии — давление и температура, при которых начинается кипение вещества. Вправо от точки С лежит пунктирная линия, называемая кривой точек конденсации или точек росы. Она показывает при каких давлениях и температурах начинается конденсация пара - переход вещества в жидкое состояние. Точка С, лежащая в вершине двухфазной области, называется критической точкой. При давлении и температуре, соответствующей этой точке, свойства паровой и жидкой фаз одинаковы. Кроме того, для чистого вещества критическая точка определяет наивысшие значения давления и температуры, при которых вещество может одновременно находиться в двухфазном состоянии. При рассмотрении изотермы, не пересекающей двухфазную область видно, что свойства вещества изменяются непрерывно и переход вещества из жидкого состояния в газообразное или наоборот происходит, минуя двухфазное состояние.
Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему.
|
Рис.2 Диаграмма состояния многокомпонентного газа
В отличие от чистого вещества для многокомпонентных систем изменение объема в двухфазной области сопровождается и изменением давления. Для полного испарения жидкости необходимо непрерывно понижать давление и, наоборот, для полной конденсации газа надо непрерывно повышать давление. Поэтому давление точки начала парообразования для многокомпонентной системы выше давления точки начала конденсации и при перестроении диаграммы фазовых состояний в координатах давление — температура кривые точек начала испарения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой диаграммой чистого I вещества диаграмма в этих координатах имеет вид петли. Кривая точек начала парообразования, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и двухфазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделяющая двухфазную область от области парообразования, соединяются в критической точке С. В данном случае критическая точка не является точкой максимального давления и температуры, при которых одновременно могут существовать две фазы, но, как и в случае чистого вещества в критической точке плотность и состав фаз одинаковы.
31. Назовите основную аппаратуру, используемую при исследовании скважин.
При исследовании скважин и спуске скважинных приборов используется специальное оборудование и устройства. Для исследования фонтанных и газлифтных скважин с целью предупреждения выброса нефти на поверхность применяют лубрикатор.
У фонтанной скважины устанавливают мостки для спуска и подъема приборов из скважины. При проведении исследований автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии 20-40 м от устья так, чтобы ось барабана лебедки была перпендикулярна к проволоке, идущей от устья скважины к барабану.
Перед спуском прибора в скважину убеждаются в герметичности сальника лубрикатора. Прибор спускают со скоростью 0,7-0,8 м/с. При подходе прибора к заданной глубине скорость замедляют и при достижении заданной глубины полностью затормаживают барабан. Время выдержки прибора на заданной глубине определяется исходя из поставленных задач. Если измеряется только давление на забое, то прибор остается без движения на заданной глубине 20-30 мин. Если снимается кривая восстановления давления, то прибор выдерживают в течение 2-4 ч.
Из скважины прибор поднимают с помощью мотора автомашины на второй скорости. При достижении прибором глубины 30-50 м уменьшают скорость подъема, а за 5-7 м до устья его поднимают вручную. Убедившись, что прибор находится в лубрикаторе и извлекают из него прибор. Открыв вентиль снижают давление в лубрикаторе, перекрывают задвижку на буфере. Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе и извлекают из него прибор. Затем разбирают прибор и извлекают бланк-диаграмму с записью давления во времени.
При исследовании скважин приборами с дистанционным измерением используют автоматическую промысловую электронную лабораторию АПЭЛ или АИСТ. В лаборатории АПЭЛ установлена малогабаритная лебедка для спуска глубинных манометров с местной регистрацией. В комплект лаборатории входят скважинные дистанционные приборы: расходомер-дебитомер РГД-2М, термометрТ4Г-1 и влагомер ВГД-2М. Сигнал от скважинного прибора передается по кабелю на вторичный блок соответствующего прибора, в котором сигнал усиливается и передается в блок частотомера, а затем передается на вход самопишущего потенциометра. Измеряемые параметры могут регистрироваться также с помощью стрелочных или цифровых приборов в координатах параметр-время или параметр-глубина.
Основные параметры - дебит и давление, используемые при обработке результатов исследования скважин, измеряют с помощью специальной аппаратуры. Так, дебит в системах сбора чаще измеряют объемным или весовым методом. Измерение расходов жидкости непосредственно в скважинах, когда требуется исследовать изменение расхода по длине фильтра, имеет свои особенности, обусловленные тем, что прибор в скважине может занимать самое различное положение (находиться в центре или лежать на стенке), в результате чего скоростной напор жидкости будет меняться и тем самым прибор будет регистрировать разный расход.
В связи с этим скважинные приборы имеют специальные устройства, предназначенные для направления всего потока через калибровочные отверстия прибора или для центровки положения скважинного прибора в стволе скважины. Первые называются пакерующими устройствами, вторые - центраторами.
В зависимости от назначения скважинные приборы для измерения расходов жидкости подразделяются на расходомеры, предназначенные для измерения расходов воды, нагнетаемой в скважину и дебитомеры, служащие для измерения дебитов нефти и газа. Конструктивное отличие этих групп приборов - диаметр корпуса снаряда. Расходомеры имеют диаметр корпуса больше, чем дебитомеры, так как спускаются в нагнетательные скважины, расход жидкости через которые выше, чем добывающих. Диаметр корпуса скважинных дебитомеров не превышает 40-42 мм.
Скважинные приборы расходомеры и дебитомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные, когда измерения расхода вторичными приборами регистрируются на поверхности. Преимущественное значение для исследования скважин получили приборы с дистанционной регистрацией. Среди приборов этого типа получили распространение расходомеры РГД-3, РГД-5, РГД-2М, ВРГД-1, скважинный комплексный прибор "Поток-4" и другие, а для измерения расхода закачиваемой в скважины горячей воды - расходомер "Терек-3".
Для измерения давления применяют скважинные манометры, которые выпускаются с местной регистрацией и дистанционные. Среди приборов с местной регистрацией наибольшее распространение получили геликсные скважинные манометры типов МГН-2, МПМ-4, МГИ-1М, МГИ-2М.
Приборы с местной регистрацией спускают в скважину на проволоке, а дистанционные приборы - на одножильном или трехжил
Дата добавления: 2016-06-13; просмотров: 5123;