Метод установившихся отборов кратко

Обновлено: 05.07.2024

Для определения коэффициентов приемистости скважин проводят исследования методами установившихся и неустановившихся отборов.

Коэффициенты продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин характеризуют изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления, выражаемые, соответственно, в т/сут./0,1МПа и м 3 /сут./0,1МПа.

1)Метод установившихся отборов основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке. По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины.

2)Метод неустановившихся отборов основан на снятии кривой восстановления давления (КВД) в фонтанных или кривой восстановления уровня (КВУ) в механизированных скважинах. Для снятия КВД в действующую скважину спускают манометр и фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, а манометр оставляют в скважине с использованием специальных часов с 10-суточными заводом. Манометры регистрируют выполаживающуюКВД от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательных скважинах показан на рисунке 1. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.


Рисунок 8  Кривая восстановления давления в остановленной скважине: а) добывающей; б) нагнетательной

8.2.2. Исследование методом фильтрационных волн давления

Метод ФВД предпочтительнее, чем методики, основанные на создании в пласте единичного возмущения. К его преимуществам относятся:

возможность отделения случайных возмущений, накладывающихся на сигнал реагирования;

использование в расчетных формулах для получения гидродинамических параметров пластов только величин, измеренных в ходе исследования;

повышенная информативность, точность и лучшая воспроизводимость полученных результатов.

8.2.3.Контроль температурного режима залежей

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизические, термохимические методы) происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм. Температурные замеры в скважинах используются также для изучения работы фонда скважин [5]. При разработке нефтяных месторождений с заводнением комплекс температурных исследований предусматривает:

контроль за температурой нагнетаемой в пласты воды;

наблюдение за изменением геотермических условий продуктивных горизонтов;

наблюдение за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу нагнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверхности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для нагнетания в пласт воды из поверхности источников подвержена сезонным изменениям.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью проводят температурные измерения в длительно простаивающих, специально пробуренных контрольных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надежные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получаемых данных такие же, как и при изучении естественного теплового фона [15].

Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевого Ру давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Рзаб, дебит нефти Qн, дебит воды Qв, дебит газа Qг, количество меха­нических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабо­чего агента – давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеет­ся собственная возможность изменения режима.

Технология исследования заключается в измерении забойного давления Pзабв скважине и соответствующего этому давлению де­бита Q, а также величин устьевого Ру и затрубного давленийPзатр. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, при этом для повышения точности один из режимов должен быть с мини­мально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измере­ния давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуще­ствляется манометрами. Для спуска глубинных прибо­ров в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

После расшифровки бланка глубинного манометра все резуль­таты исследования сводят в таблицу, где указывают все значения показателей в зависимости от режима. В таблицу входят данные по устьевому давлению Pу, затрубному давлению Pзатр, забойному давлению Pзаб, дебиту жидкости Qж и нефти Qн, обводненностьB, газонасыщенностьG0. При необходимости помимо этих показателей в таблицу могут включаться и другие.

Основной целью исследования на установившихся отборах яв­ляется построение индикаторной диаграммы скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется гра­фическая зависимость установившегося дебита от депрессии (за­бойного давления), т.е. Q= f (ΔP), Q = f (Pзаб).


Рисунок 1 – Индикаторная диаграмма в координатах Q= f (ΔP)

На рисунке 1 представлена типичная индикаторные диаграммы. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирова­ния пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флю­идов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от филь­трационных сопротивлений, от строения области дренирования (од­нородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1 – рисунок 1) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по за­кону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:



По мере возрастания депрессии прямая может начать искрив­ляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появле­нием свободного газа.

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси де­битов (2 – рисунок 1), характерны, как правило, для режимов исто­щения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси деби­тов (3 – рисунок 1), могут быть получены в следующих случаях увеличения притока при повышении ΔР за счет подключе­ния ранее неработавшихпропластков, трещин и т.п.;самоочисткипризабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;некачественных результатов исследований (метод установив­шихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильт­рации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии могут быть описаны уравнением следующего вида:


,

гдеk – коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м 3 /(сут·МПа), если дебит измеряется в м 3 /сут, а давление – в МПа, n – показатель степени, характеризующий тип и режим фильт­рации.

Данное уравнение называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 1: ли­нейной 1 — показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 – показатель степени n 1.

При n =1 выражение запишем в виде:


,


где – коэффициент продуктивности скважины, м 3 /(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продук­тивности является важным технологическим параметром скважи­ны. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный про­межуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в урав­нении Дюпюи через Кпр. :


Тогда уравнение Дюпюи примет вид:


Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технологи которого разработаны как дл фильтрации однородной жидкости при водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа.

Метод установившихся отборов используется дл изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации).



где - дебит жидкости в пластовых условиях, см 3 /с;

- среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом (пластовое давление), МПа;


- давление на забое скважины, МПа;


- приведенный радиус скважины;


- усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, мкм 2 ;


- эффективна (работающая) толщин пласта, м;


- вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;


- коэффициент гидропроводности пласта, мкм 2 ·м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. , не линейна, так как параметр , , и могут неявно зависеть от . Поэтому параметр , который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимость , т. е. к определению .

Если - существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости , но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые о него зависят (например, и др.).


Зависимость , графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до её окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.


В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) ил его зависимость от перепада давления.

Дл установления гидропроводности пласта необходимо независимо оценить и . Значение без существенного ущерба для точносит обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.


Приведенный радиус , зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В.И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров и можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

Методика исследования скважин на разных технологических режимах

Н. И. ДНЕПРОВСКАЯ, Т. В. ВЛАСОВА, Ю. М. СМИРНОВ, А. П. ЩЕРБИНИН (ВНИИ)

Метод установившихся отборов позволяет определить продуктивность скважин, свойства жидкости, газа, горных пород, нелинейную фильтрацию жидкости и деформацию коллектора, неньютоновские свойства жидкости и среды. Исследование скважин этим методом имеет важное практическое значение при выборе и оценке способов воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

Достоверность расшифровки индикаторных диаграмм и выбор факторов, определяющих их форму, во многом зависят от технологии исследования скважин и соответствия режимов установившемуся состоянию. Изучение скважин методом установившихся отборов основано на предположении, что дебит и забойное давление на каждом режиме практически стабилизировались и изменением этих параметров можно пренебречь.

Сущность применяемого в настоящее время метода [3] заключается в том, что на различных режимах работы скважин измеряются дебиты и забойные давления. Полученные данные используют для построения индикаторной диаграммы, которая может иметь различную форму: прямая линия, выпуклая к оси дебитов, выпуклая к оси давлений, S -образная. При линейном законе фильтрации однородной жидкости в пористом пласте индикаторная диаграмма будет изображена прямой линией, по которой определяют коэффициент продуктивности.

В настоящее время нет четких критериев установившегося состояния и рекомендаций по технологии исследования скважин в отношении работы на каждом последующем режиме. В инструкции [2] по исследованию скважин рекомендуется время работы скважины на каждом последующем режиме сохранять одинаковым.

На рис. 1 изображена гипотетическая индикаторная диаграмма, рассчитанная по формуле


Где - соответственно дебит скважины на первом, втором, третьем, . n -м режимах, см 3 /с; коэффициент гидропроводности, мкм 2 *см/мПа-с; - коэффициент пьезопроводности, см 2 /с; t 1 , t 2 , t 3 , tn - соответственно, время работы скважины на первом, втором, третьем, . n -м режимах, с; - радиус скважины, см; q 2 - q 1 - разница между дебитами, замеренными на втором и первом режимах работы скважины, м 3 /сут; -то же, замеренными на n - м и (n- 1)-м (предыдущем) режимах работы скважины, м 3 /сут.

Для вычислений были приняты следующие параметры: =50 000 см 2 /с; = 20 мкм 2 -см/мПа-с; =10 см. Как следует из рис. 1, индикаторная диаграмма, рассчитанная при одинаковом времени работы скважины, т. е. при t1=t2=t3= t4=86,4*10 3 с (линия 2), является искривленной - выпуклой к оси дебитов. Индикаторная диаграмма, найденная для обратного хода работы скважины (линия 3), искривляется к оси давления.

С.Н. Бузиновым и И.Д. Умрихиным [1] разработан метод исследования скважин на установившихся режимах, цель которого - повышение достоверности получаемых результатов. Это достигается благодаря правильному выбору времени работы скважины на каждом последующем режиме, при котором необходимо замерять забойные давления. Составленная по формуле (1) индикаторная диаграмма с учетом времени работы скважины имеет прямую линию (см. рис. 1 , линия 1). Определение времени работы скважины на каждом режиме важно при разведке нефтяных месторождений, когда добытая нефть, как правило, теряется.

Рассмотрим схему исследования скважины при увеличении дебита от режима к режиму ( рис. 2 ) на величину q по закону арифметической прогрессии, т. е. на первом режиме, продолжительность которого равна t1, дебит равен q, на втором t2 составляет 2 q и т. д. Рассмотрим, по какому закону должна изменяться продолжительность исследования скважин на каждом режиме, чтобы коэффициент продуктивности соответственно оставался постоянным. Под коэффициентом продуктивности будем понимать отношение расхода к разнице пластового и текущего забойного давления, причем забойное давление определяется в конце каждого режима работы скважины. Это условие можно представить в следующем виде:


где и - соответственно депрессия в конце первого и n - го режимов работы скважины.

Депрессию в конце первого режима работы скважины найдем из выражения:


где и - соответственно пластовое и забойное давление.

Найдем депрессию, которая должна быть в конце работы скважины на втором режиме


Используя условие (2), получим:


Равенство (5) соответствует условию, когда продуктивность на втором режиме равна продуктивности на первом, т. е. индикаторная диаграмма, построенная по значениям и , должна быть прямой. Из выражения (5) найдем:


Решая уравнение ( 6 ), получим:


Таким образом, t 2 с учетом t 1 должно быть меньше t 1 . Если t 2 и t 1 будут равны, то получим заниженное значение депрессии на втором режиме, а индикаторная диаграмма будет выпуклой в сторону оси дебитов. Аналогично можно найти время исследования скважины на всех последующих режимах. Рекуррентное выражение для определения продолжительности n -то режима работы скважины будет иметь вид:


Выражение ( 8 ) справедливо при последовательном увеличении дебита от режима к режиму только по закону арифметической прогрессии. При планировании времени исследования скважины, когда закон изменения дебита является произвольным, время работы скважины на различных режимах находим по следующим рекуррентным выражениям:



где

Если изменение дебита происходит по закону арифметической прогрессии, то, преображая выражение (9), найдем время работы на различных режимах.

Для второго режима (n= 2)


В выражении (10) величина соотношения дебитов d находится по формуле


Для третьего режима (n=3)


Аналогично находится время работы на всех последующих режимах.

При изменении дебита по закону арифметической прогрессии можно определить время работы скважины по номограмме, представленной на рис. 3 . В случае изменения дебита по произвольному закону время работы скважины находится по выражению (9) методом подбора ( t 2 при любом законе изменения дебита можно найти по номограмме, см. рис. 3 ).

В связи с изложенным выше предлагается следующая технология исследования скважин методом установившихся отборов.

1. Пускается скважина в работу на первом режиме с дебитом q 1 в течение t 1 . В момент t 1 измеряется забойное давление pc ( t 1 ) и дебит скважины q 1 . t 1 находится по изменению дебита и устьевых давлений.

2. Скважина переводится на последующий (второй) режим работы, при этом дебит второго режима должен быть больше дебита первого режима. Измеряется q 2 . По известному соотношению q 2 / q 1 , используя номограмму (см. рис. 3 , кривая t 2 / t 1 ), определяется t 2 и в конце этого времени - pc ( t 1 ).

3. Скважина переводится на третий режим работы, при этом q 3 больше q 2 . Измеряется q 3 . При изменении дебита по закону арифметической прогрессии, зная q 1 и q 3 , используя номограмму, определяется t 3 , измеряется pc ( t 3 ) в конце этого режима. При изменении дебита по произвольному закону t 3 находим из выражения (9).

Дальнейшее исследование скважины на четвертом, пятом и последующих режимах работы производится так же, как было описано выше.

Если при определении времени работы на последующих режимах окажется, что величины d >4, tn / t 1 > t 6 / t 1 , то время работы находится по выражению (9).

При определении времени работы на n -м режиме может оказаться, что tn является малой величиной, т.е. за это время работы скважины режим не успел стабилизироваться и на забойное давление оказывают существенное влияние посторонние факторы (немгновенное изменение дебита, скин-эффект и др.). Поэтому, выбирая время работы на первом режиме, необходимо учитывать, что на максимальном режиме оно должно быть больше времени установления первого режима. Для этого, зная дебит на первом режиме, приблизительно оценив дебит на максимальном режиме, по номограмме найдем t 1

На первом режиме скважина работала t 1 =18.6 ч с дебитом q 1 =27.4 м 3 /сут.

Забойное давление, замеренное в конце режима, составило pc ( t 1 )=17,5 МПа.

После перевода скважины на второй режим с дебитом q 2 =56,4 м 3 /сут по формуле ( 11 ) определена величина d- 1,06 и затем по номограмме (см. рис. 3) найдено необходимое время работы на втором режиме t 2 =0,63 t 1 ; t 2 = 11,64 ч. В конце второго режима было замерено pc ( t 2 )=16,8 МПа.

Так как изменение дебита q 3 = 100,3 м 3 /сут происходило по произвольному закону, t3 находилось из выражения (9) при п -3


t 3 = 10,19 ч. Измеренное в конце третьего режима забойное давление составило pc ( t 3 ) = 15,7 МПа.

Индикаторная диаграмма, построенная по данным исследования скважины (рис. 4,б), является прямолинейной и достоверно отражает фильтрацию жидкости из пласта в скважину.

1. Исследование скважин методом установившихся отборов должно проводиться с учетом того, что время работы на последующем режиме должно быть меньше времени работы на предыдущем.

2. Использование предложенной технологии позволяет получать индикаторные диаграммы, достоверно отражающие фильтрацию жидкости из пласта в скважину.

3. Предлагаемая технология универсальна и применима при условии, если скважина на момент исследования длительное время работала на каком-либо режиме. В этом случае считается, что скважина находится в установившемся состоянии и исследования проводятся, как было указано выше.

1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., Недра, 1973.

2. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин. М., ОНТИ ВНИИ, 1982.

3. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М ., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М., Недра, 1974.

Рис. 1. Гипотетическая индикаторная диаграмма (а) и схема работы скважины (б).



а - изменение дебита; б - изменение давления

Рис. 3. Номограмма для определения времени работы скважины на последующих режимах


Рис. 4 . Схема исследования (а) и индикаторная диаграмма (б) скв. 253 Салымского нефтяного месторождения на различных режимах

Метод установившихся отборов - наиболее распространенный. Его сущность заключается в установлении путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважин и забойным давлением при установившихся режимах эксплуатации скважин для определения коэффициентов продуктивности скважин и гидропроводнос-ти пласта в ее районе. [1]

Метод установившихся отборов заключается в том, что на каждом режиме эксплуатации скважины ( при изменении диаметра штуцера) должны быть доведены до постоянной величины забойное давление р3аб и дебит нефти Q, которые постоянно фиксируют -: ся на каждом режиме. [2]

Метод установившихся отборов - при переливе жидкости из скважины. Устье скважин герметизируют и определяют давление, под действием которого жидкость переливается из скважины. Затем осуществляют отбор жидкости при других установившихся давлениях. [3]

Метод установившихся отборов основан на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления. Он заключается в том, что изучают отборы жидкостей из пласта при последовательном изменении их, замеряют дебиты и забойные давления, в результате чего получают депрессии при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов нефти, воды и газа и процент песка. [4]

Метод установившихся отборов применяют для исследования всех добывающих и водонагнетательных скважин. Метод сводится к измерению дебита скважины и ее забойного давления на нескольких ( не менее трех) режимах установившейся эксплуатации и к определению пластового давления в остановленной скважине. По полученным данным строят кривую зависимости дебит - забойное давление или дебит - депрессия ( разность между пластовым и забойным давлениями), которая называется индикаторной диаграммой. [5]

Метод установившихся отборов в практике исследований скважины является самым распространенным. Он применяется при исследовании всех видов действующих добывающих и нагнетательных скважин. Существо метода сводятся к установлению путем вромысловых намерений зависимости между дебитом скважины и значением перепада между пластовым и запойным давлением ври установившихся режимах эксплуатации. На основе этой зависимости определяются такие важные характеристики, как коэффициент продуктивности скважины, коэффициент гидропроводноста и проницаемости пласта. [6]

Метод установившихся отборов ( метод пробных откачек) is практике исследований еквджнк является самым распрооренен-ным. Он применяется при исследовании БШС видов добывающш и нагнетательных ( нефтяных, нефтегазовых, иефт. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений: 8вис1шосш жду дебитом скважины и величиной ее забойного давления ( или величиной перепада давления между пластовым и забойным даалеш-ем) при установившихся режимах отбора жидкости. С использованием этой зависимости определяются такие - важные характеристики, как коэффициент продуктивности скважины, коэффициент гидропроводности и проницаемости пласта. [7]

Метод установившихся отборов менее точен, но может быть применен в любых условиях. [8]

Метод установившихся отборов ( его часто называют также методом пробных откачек) в практике исследований скважин является самым распространенным. Существо метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважины и величиной ее забойного давления ( или величиной перепада между пластовым и забойным давлением) при установившихся режимах эксплуатации. [9]

Метод установившихся отборов и метод восстановления давления можно применять для исследований только тех скважин, по которым проводится или может быть проведен более или менее длительный процесс эксплуатации, характеризующийся или извлечением на поверхность поступающих из пласта жидкостей и газов, или их закачкой с поверхности в продуктивный пласт. При этом общий объем извлекаемой или закачиваемой жидкости значительно превышает объем ствола самой скважины. [10]

Методом установившихся отборов скважины исследуют не менее чем на трех режимах. [11]

Применение метода установившихся отборов в этих условиях затрудняется, а зачастую и совсем исключается из-за низких уровней жидкости. [12]

Сущность метода установившихся отборов состоит в том, что при исследовании скважины один или несколько раз изменяют режим ее работы и при каждом новом режиме работы измеряют установившееся забойное давление и соответствующий ему установившийся дебит жидкости ( нефти, воды) и газа для нефтяных скважин и дебит газа - для газовых. [13]

Исследование методом установившихся отборов проводится не менее чем на 5 - 6 режимах прямого и на 2 - 3 режимах обратного хода. [14]

Исследование методом установившихся отборов проводится не менее чем па 5 - 6 режимах прямого и на 2 - - 3 режимах обратного хода. [15]

Читайте также: