Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 22


Для определения эффективности тепловой обработки и динамики выхода скважины на стабильный режим работы были проведены замеры по скважине 20376 до и после тепловой обработки (рис.3). Тепловая обработка проводилась 30 мин. Объем закачанного конденсата - 3 м . Закачка конденсата с температурой 80°С производилась в НКТ. Из результатов замеров видно, что скважина выходила на стабильный режим 50 мин. После тепловой обработки скважина работала с прежним дебитом. Судя по результатам замеров, данная тепловая обработка имела профилактический характер.

По скважинам 20410, 20411 прослежена динамика дебита за 10 дней. В этот период проведены тепловые обработки: по скважине 20410 28 и 30 июля, по скважине 20411 25 и 28 июля. Замеры проводились ежедневно с 22 по 31 июля с фиксацией кодов нефти и газа с осреднением по 30 с.

Результаты замеров по скважине 20410 представлены на рис. 6-13, по скважине 20411 - на рис. 14-21. Из полученных результатов можно сделать вывод, что наибольшая амплитуда пульсации дебита нефти наблюдается при наибольшем среднем дебите нефти (после тепловых обработок) и снижается по мере падения среднего дебита скважины, связанного с отложением АСПО на стенках НКТ.

На рис. 22-24 представлены замеры за 10 дней, которые являются интерпретацией результатов замеров, представленных на рис. 6-21.

На рис. 24 (скважина 20410) видно, что первая тепловая об­работка 28 июля дала прирост дебита нефти на 30%. Вторая обработка 30 июля прироста дебита не обеспечила.

На рис. 22,23 (скважина 20411) видно, что первая тепловая обработка, проведенная 25 июля, дала незначительный прирост дебита нефти. Тепловая обработка 28 июля вывела скважину на режим работы, близкий к максимальному.

Основные выводы и рекомендации

Флуктуационный измерительный комплекс позволяет отсле­живать динамику изменений дебитов нефти и газа с большой точностью.

В настоящий момент замеры дебитов нефти и газа являются относительными и не позволяют определять абсолютный дебит скважин с требуемой точностью.

Комплекс позволяет производить оценку эффективности работ, проводимых на добывающих скважинах (тепловые обработки, скребки,

50


I/I


< 30


40     80


Дянамндса дебетов нефти и n*sa

335

скважина 2041314сентября t993 Лада

 120    160    200    240    2ЙО    ЗЙО    ЗвО    400    440285 Время с начала замери, мин


РИС.2


Динамика дебитов нефти и газа

скв.20376/тепловаяобработка/16.09.93г


 250


30               60               90              120             150

Время,минУпериодичность замера 30с  /

!---- лебигмфш------ дебет rmI


180


РисЗ


Динамика дебитов нефти и газа

скважина 2041015сентября 1993 года


 


Гф.средний—295мЗ/мЗ


'6    40    80   120   160   200  240 280  320  Э60  400  440  480 Время с начала замера,мин.


Динамика дебитсж нефти и газа

скважина 2041413сентября 1993 года


40


280


.. 60


80        120       1ЙГ Время с начала замера.мвн.


Ру-41ага,Рп-9ага,Тп—13оС


70


Ю


 60


 20                    30                    40                    50

Время с начала замера,мин. 22.07.93г.


|—г Оифш



10                         20                         30

Время с качала замера,мин. 23.07.93r.


40


/peripi/л' 7


I   I   I   I   I   I   I   I  I   I   I   I  I   I   I   I   I   I   I   I   I  I   I   I   I  I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I   I  I   I   I   I  Т   I   I   I  I   I   I   I


200


Динамика изменения дебита нефти и газа

скв.20410 Ру-47ата,Рл-11ага,Тп-20оС


Время с начала замера>мин. 24.07.93г.

I----- Отфга       -------- Огаао------------------ 0уср*АМ*фп<--------

Рис в