Характеристика геологічних умов та флюїду. Розробка покладів. Теоретичні основи експлуатації свердловин. Збирання, транспорт і підготовка продукції свердловин, страница 41

Контрольні питання

1. Призначення і будова автомата АПР-2ВБ.

2. Призначення і будова механічних ключів для згвинчування НКТ.

3. Будова та призначення штангового ключа КШЕ.

4. Призначення та будова спайдерів.

5. Призначення та вимоги до експлуатаційних стропів.

§4.5 Дослідження газових свердловин

Побудова індикаторних кривих

У процесі дослідження газових свердловин поряд із завданнями визначення продуктивності й установлення залежності між дебітом і депресією знаходять залежність між дебітом та газоконденсатним фактором, між дебітом та кількістю піску, що виносяться зі свердловини.

Досліджуючи свердловини на усталених режимах, знімають 5 – 7 точок різних режимів їх роботи. Зміна режимів досягається зміною розміру гирлових штуцерів. Про сталий режим судять за постійним тиском на головці свердловини. За результатами вимірювань дебіту і тисків будують індикаторні криві.

Оскільки за результатами дослідження підлягають визначенню коефіцієнти А і В, то індикаторну криву із системи координат  перебудовують у нову систему координат (рис. 4.1), де вона має лінійний вигляд.

Рисунок 4.1 – Індикаторна діаграма газової свердловини:

1 – система координат Q - (Рпл2 - Рc2); 2 – система координат Q - (Рпл2 - Рc2)/Q

Посилаючись на рисунок 4.2 за відрізком, що відтинається індикаторною лінією на осі , знаходять постійний коефіцієнт Qa, за тангенсом кута нахилу лінійної індикаторної лінії до осі Qa − коефіцієнт В. У зв'язку із тим, що вимірювання вибійного тиску ускладнено (особливо в працюючій свердловині на високому тиску на головці), його визначають перерахунком за тиском у затрубному просторі свердловини.

Дослідження свердловини не підключеної до газозбірного пункту

Дебіт газу вимірюють за допомогою діафрагмових вимірювачів критичної течії газу, що вимагає спеціальної обв'язки гирла свердловини. На рисунку 4.2 показано принципову схему дослідження газової свердловини не підключеної до газозбірного пункту. Така обв'язка забезпечує вимірювання всіх тисків, а також витрат газу, рідини (конденсату).

Рисунок 4.2 – Принципова схема дослідження свердловини не підключеної до газозбірного пункту:

1 – свердловина; 2 – лебідка; 3 – лубрикатор; 4 – фонтанна арматура; 5 – сепаратор, 6 – ємність для замірювання рідини; 7 – діафрагмовий вимірювач критичного витікання; 8 – факельна лінія

Відзначимо, що в ході проведення досліджень свердловин з метою побудови індикаторної кривої первинне оброблення результатів проводять безпосередньо на свердловині. Якщо має місце розкидання точок на індикаторній кривій, оперативно ставиться задача про зняття додаткових точок на проміжних режимах експлуатації свердловини.

На неусталеному режимі вибійний тиск, як правило, вимірюють глибинним манометром. Отриману за допомогою глибинного манометра криву зростання тиску в часі й тиску на вибої свердловини рс перебудовують у нову систему координат .

Крива наростання тиску на вибої описується рівнянням 

          ,                (4.2)

де рс0 − вибійний тиск перед зупиненням свердловини, Па;

QaO − дебіт свердловини до зупинення, м3/с;

ра − абсолютний атмосферний тиск, Па; х − коефіцієнт п'єзопровідності, м2/с;

rсзв − зведений радіус свердловини;

β − коефіцієнт фільтраційного опору в двочленній формулі рівняння припливу газу, який визначається під час дослідження свердловин на сталих режимах;

zпл − коефіцієнт надстисловості газу.

Для оброблення вимірюваної кривої встановлення тиску формулу (4.2) представляють у вигляді  

                                            .                                          (4.3)

Коефіцієнти a і β визначають на прямолінійній ділянці прямої в системі координат   .                                                     

                    ;                    .   (4.4)

За значенням β розраховують гідропровідність пласта:

                                              .                                       (4.5)

Використовуючи попередньо знайдене за результатами дослідження свердловин на сталих режимах значення коефіцієнта В, розраховують параметр