Гидродинамические исследования скважин реферат

Обновлено: 02.07.2024

Пример готового реферата по предмету: Нефтегазовое дело

Содержание

1 Задачи промысловых исследований………………………………………… 5

2 Информация, получаемая с помощью гидродинамических исследо-

3 Условия применения гидродинамических исследований ……………….. 9

4 Обработка результатов исследований скважин методом установившихся

5 Приборы и оборудование для гидродинамических исследований ………. 12

5.1 Приборы для измерения давления ……………………………………… 12

5.2 Приборы для регистрации изменения уровня жидкости в не переливающихся скважинах……………………………………………. 15

5.3 Приборы для измерения дебита и расхода ……………………………..20

5.4 Приборы для измерения температуры ………………………………….22

Выдержка из текста

Введение

Информация о гидродинамическом состоянии нефтяной залежи, необходимая для проектирования процесса разработки месторождений и для его управления, получается в основном по данным промысловых исследований скважин.

С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.

Задача определения абсолютных значений этих величин с необ-ходимой точностью, а также изучения характера их изменения но времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.

В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования процессом разработки месторождений непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений. За последние годы в России и за рубежом разработаны различные глубинные приборы для измерения 'давлений, температур, уровней, расходов и других величин; созданы специальные устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т. д.

Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться.

Список использованной литературы

1.Требин Ф. А. , Щербаков Г. В. , Яковлев В. И. , Гидромеханические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1965

2. Усенко В.Ф., Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. М.: Недра, 1967

3. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д., Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1967

4. Сушилин В. А., Методы и техника глубинных исследований в скважинах. М.: Недра, 1973

5. Петров А. И., Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972.

Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды.

Оглавление

Введение 3
1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах 6
2.Технология проведения исследований 7
3. Обработка результатов исследований 10
3.1.Определение давлений и расхода газа 10
3.2.Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В 13
Заключение 18
Список литературы: 19

Файлы: 1 файл

реферат по НД1.docx

1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах 6

2.Технология проведения исследований 7

3. Обработка результатов исследований 10

3.1.Определение давлений и расхода газа 10

3.2.Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В 13

Список литературы: 19

Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды.

В 1929 г. Пирс и Роулинс описали метод противодавлений. После усовершенствования этого метода Горное Бюро США приняло его в качестве официального метода исследования газовых скважин. В 1935 г. Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследований большого числа газовых скважин.

Метод Роулинса и Шелхардта получил повсеместное распространение и используется до настоящего времени.

Большой вклад в развитие теории и практики исследования газовых скважин в нашей стране внесли Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, Э.Б. Чекалюк, С.Н. Бузинов, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др.

Исследование скважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией .

Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют по кернам. При комплексном применении все эти методы взаимно дополняют друг друга. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта, непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность представить их послойное распределение по мощности пласта. При помощи гидродинамических методов находят, как правило, средние параметры призабойной зоны и более удаленных участков пласта.

Гидродинамические методы исследования включают изучение условий движения газа в пласте и стволе скважины.

Гидродинамические методы определения параметров пласта основаны на решении так называемых обратных задач гидрогазодинамики и подразделяются на исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Большое будущее принадлежит комплексным исследованиям, основанным на гидродинамических и геофизических методах, и проведению гидродинамических исследований на базе геофизической техники. Термометрические исследования наряду с изучением температурного режима скважины, призабойной зоны и пласта позволяют выяснить величины, эффективных мощностей, распределение дебитов по отдельным интервалам пласта, параметры пласта, положение контакта газ – вода и места утечек газа при нарушении герметичности колонн.

Большое значение приобретает вопрос о сопоставлении параметров пласта, определяемых с помощью геофизических и промысловых гидрогазодинамических методов, что позволяет получать более достоверные характеристики пласта, чем дает сравнение геофизических данных с керновым материалом.

К специальным видам исследования относятся, например, комплексные исследования газоконденсатных скважин, где определяются изменение соотношения между газовой и жидкой фазами и их состав при различных гидродинамических и термодинамических условиях при помощи передвижных установок, предусматривающих подогрев и охлаждение исследуемого газа.

Методы исследования скважин могут быть подразделены на следующие виды:

1. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;

2. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:

кривых восстановления давления во время остановки скважины;

кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;

кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.

Содержание и объем исследовательских работ зависят от назначения геолого-технических условий.

По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на следующие:

1. Первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т.е. максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;

2. Текущие исследования применяют для установления и уточнения технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);

3. Контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;

4. Специальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных условиях работы скважины.

1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах

Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:

1. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;

2. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.

2.Технология проведения исследований

Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.

Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.

В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают рабочую задвижку на струне , пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований,останавливают скважину.

В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.

Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.

По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.

По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

Нефть играет огромную роль в народном хозяйстве. Из нефти вырабатываются жидкие топлива различных видов: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические кислоты и многое другое.

Прикрепленные файлы: 1 файл

курс.rtf

Введение

Нефть играет огромную роль в народном хозяйстве. Из нефти вырабатываются жидкие топлива различных видов: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические кислоты и многое другое.

Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматические углеводороды служат основным сырьем для химической промышленности.

В настоящее время роль нефтяной промышленности как сырьевой базы нефтехимии существенно возросла. Применение в нефтехимии попутных газов и газов деструктивных процессов переработки гораздо эффективнее, чем газов коксового происхождения. Нефть, газ и продукты их переработки играют важную роль в укреплении экономического сотрудничества стран с различным социальным строем на базе развития взаимовыгодных международных торговых отношений.

Значение нефти и газа в развитии мировой экономики в основном определяет темпы роста объема добычи. Добыча нефти и газа в нашей стране значительно увеличивается. За последний период добыча нефти увеличилась более чем в 28 раз.

Открытие и последующая переработка крупных месторождений Западной Сибири позволили в 1974 году добыть 459 млн.т. нефти и выйти на первое место.

Высокие темпы прироста добычи нефти в послевоенный период были обусловлены открытием и вводом в эксплуатацию нефтяных месторождений районов Урало-Поволжья, а также эффективных методов разработки нефтяных месторождений.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Батырбайское месторождение нефти и газа, в пределах которого выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская, Асюльская площади, открыто в результате поисково-разведочных работ в 1960 году.

В административном отношении месторождение расположено в Бардымском районе Пермской области, в 120 км южнее областного центра г. Перми.

Село Барда расположен в 20 км к северу от месторождения. Населенные пункты в районе расположены довольно часто, как правило, по долинам рек. Наиболее крупными из них являются села Печмень, Асюль, Искильда, Батырбай, Сараши, Танып, Сюзянь.

Производственный облик подрайона определяет нефтедобыча, газоперекачка и сельское хозяйство, важное значение для развития промышленности имеют магистральные газопровода Уренгой - Запад (6 ниток) и нефтепровод Чернушка-Оса.

Бардымский район является одним из густонаселенных районов области, плотность населения-более 15 человек на квадратный километр. Район заселен в основном татарами и русскими. Основное занятие населения сельское хозяйство и лесозаготовка, часть населения занята на газоперекачке и в нефтяной промышленности. В районе находятся кирпичный завод, несколько строительных организаций, предприятия по переработке сельскохозяйственного сырья: молокозавод, хлебозавод, кондитерская фабрика, а также предприятия по обслуживанию автотранспорта.

Рельеф района-чередование меридиональных кряжей и увалов, наличие обособленных конусообразных холмов. Густая сеть глубоких оврагов и большая крутизна склонов обусловили своеобразный облик водоразделов, нередко преображающих форму узких гребней. Наиболее высокие отметки рельефа 300-400м., минимальные (в долинах рек) 175м.

Значительная часть площади покрыта лесом. Лес хвойный и смешанный.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура колеблется в пределах 0-1,5 С0. Безморозный период составляет в среднем 115 дней. За год выпадает 500 мм осадков в основном в осенне-весенний период. Снежный покров держится в среднем 170 дней, наибольшая его толщина достигает 70 см; средняя глубина промерзания грунта 65-70 см. Реки замерзают в октябре-ноябре, вскрываются во второй половине апреля.

Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ. Из других можно отметить глины, галичники, медистые песчаники, торф, имеющие местное значение.

Краткие сведения из истории геологического изучения района

Открытию месторождения предшествовал комплекс геологических работ : геологическая съемка, геофизические методы, структурно - поисковое бурение. Уточнена тектоника Константиновского поднятия, которое по кровле тюйской пачки представляет собой структурную террасу меридионального простирания. После окончания этих работ Константиновское поднятие было подготовлено под глубокое разведочное бурение.

Данные бурения позволили установить, что залежи нефти и газа в среднем карбоне имеют единый ВНК в пределах своих стратиграфических комплексов по другим прилегающим нефтяным площадям.

В результате разведочных работ сделаны следующие выводы:

  1. . Пробуренные подтвердили наметившиеся по структурно - поисковому бурению поднятия;
  2. . По данным бурения следует, что условия залегания нижнепермских и каменноугольных отложений полностью совпадают, наблюдается лишь увеличение амплитуд и углов падения крыльев;
  3. . Площадь месторождения была недостаточно подготовлена структурно - поисковым бурением, что сказалось на некотором отступлении от проекта;
  4. . Профильное положение глубоких скважин является рациональным;
  5. . Плотность разбуренности глубоким бурением неравномерная. Константиновская структура разбурена более густой сетью скважин;
  6. . Геологический материал по разведочным скважинам позволил с достаточной степенью точности выяснить тектонику, нефтегазоносность всех пластов, решить все вопросы, связанные с подсчетом запасов и подготовить его к проектированию для промышленной разработки.

Таким образом, методика разведки многопластового месторождения была построена правильно и дала ответы на все принципиальные вопросы. Сроки разведочных работ, принимая во внимание площадь и сложное геологическое строение месторождения, а также сложность климатических условий района, сравнительно невелики.

Поддержание пластового давления

Для получения более высоких коэффициентов нефтеотдачи и достижения необходимых темпов извлечения нефти из недр на Батырбайском месторождении широко применяется метод поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт.

Разработка залежи ведется с поддержанием пластового давления через 2 разрезающих ряда нагнетательных скважин , с внутриконтурным заводнением. Проектом разработки предусмотрено разбуривание месторождения единой сеткой. Расстояние между рядами - 400 м , между скважинами - 400 м. Давление на устье скважин колеблется от 130 до 170 ат.

Источником получения воды являются поверхностные воды реки Кама, а также соленая вода , полученная при обезвоживании нефти. Подготовки пресной воды на месторождении нет , кроме добавления ингибитора коррозии СНПХ-60-14 , не более 10 г/мл , для уменьшения коррозии оборудования , используемого в системе ППД. Закачиваемая пресная вода выдерживает требования ГОСТа (по содержанию нефти - до 25 мг/л и КВЧ - до 25 мг/л).

Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пьезопроводность пласта, несовершенство скважин).

В настоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие методы исследования скважин и пластов.

Гидродинамические методы:

а) исследование скважин при установившихся режимах работы (исследование на приток)

б) исследование скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых восстановления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статистического уровня в скважине)

в) исследование скважин на взаимодействие(одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие - реагирующими), этот способ иногда называется методом гидропрослушивания

г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

Химические методы обработки ПЗП

Производительная работа добывающих и нагнетательных скважин в течение длительного периода эксплуатации зависит в первую очередь от качественного вскрытия продуктивного пласта, характеризующегося хорошей гидропроводностью и высоким качеством крепления. От этого в немалой степени зависит эффективность и техникоэкономические показатели разработки всего месторождения. В связи с многообразием геолого-физических и технологических условий разработки месторождений, призабойная зона пласта в течение всего периода работы скважины подвержена различным физико-химическим, биологическим и другим изменениям, в определенной степени влияющим на гидропроводность призабойной зоны пласта. В этой связи проницаемость призабойной зоны пласта практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения.

По данным научных исследований, наибольшая глубина кальматации наблюдается в искусственных и естественных трещинах и трещинно-поровых коллекторах, где она может достигнуть нескольких метров, что характерно для карбонатных коллекторов.

Одним из наиболее существенных факторов снижения гидродинамической связи пласта со скважиной в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны пласта во время глушения скважины.

Способствующими процессу загрязнения пласта факторами является: снижение пластового давления, обеспечивающее условие более глубокого проникновения в пласт механических примесей с жидкостью глушения; захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя скважины; частичная декальматация профильтрованной части пласта потоком закачиваемой жидкости и перенос кальманта в глубь пласта; образование осадков солей и т.д.

Не менее серьезное влияние на ухудшение призабойной зоны пласта оказывают выпавшие из нефти тяжелые углеводородные соединения в связи с охлаждением пласта.

Данные промысловых исследований, которые исследовались научными организациями, показывают, что практически во всех случаях происходит существенное снижение относительного коэффициента фильтрации при снижении температуры пласта. Необходимо также иметь в виду, что скорость фильтрации может уменьшаться в течение времени и при постоянной температуре фильтрации, если эта температура ниже температуры насыщения парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени. Это обстоятельство может служить объяснением практических наблюдений, когда происходит падение производительности скважин без каких либо видимых изменений в режиме ее работы.

Эксплуатация с помощью УЭЦН

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плаcта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.

Рис. 1.Центробежный насос с передачей осевой нагрузки с рабочих колес на вал

1-- головка; 2 -- верхний подшипник; 3 -- верхнее полукольцо; 4 -- стяжная гайка; 5 -- вал; 6 -- распертое рабочее колесо; 7 -- нижнее полукольцо; 8 -- корпус; 9 -- плавающее рабочее колесо; 10 -- направляющий аппарат; 11 -- нижний подшипник; 12 -- основание; 13 -- шлицевая муфта

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют скважинкой штанговой насосной установкой (СШНУ).

Гост

ГОСТ

Цели и задачи гидродинамических исследований скважин

Гидродинамические исследования скважин – это совокупность мероприятий и работ, которые направлены на получение информации о геологическом составе пластов (в том числе продуктивных) и их свойствах, требующейся для исследования пробуриваемых, заброшенных и действующих скважин.

Целью гидродинамических исследований является получение полной информации о строении и свойствах пластов, которая необходима для составления проекта разработки и подсчета запасов полезного ископаемого. Задачами гидродинамических исследований являются:

  1. Определение общей картины неоднородности пород.
  2. Уточнение данных о гидродинамических свойствах объекта исследования.
  3. Получение необходимой информации о темпе и динамике разработки, которая необходима для ее регулирования.
  4. Определение эффективности мероприятий, которые направлены на интенсификацию добычи нефти.

После качественного проведения гидродинамических исследований скважин можно получить информация о физических свойствах пород и веществ, которые содержатся (плотность, процент вязкости, объем внутреннее давление); уровень давления в грунтах; степень насыщенности пластов полезными ископаемыми; коэффициент фильтрации; расстояние от поверхности, на котором располагаются залежи и продуктивные пласта; степень обводненности пластов; способность пластов проводить и впитывать жидкость; наличие в пластах и виды газов в пластах.

Гидродинамические исследования скважин включают в себя совокупность мероприятий, в том числе отборы в разных режимах их функционирования, которые позволяют определить результативность определенной скважины и узнать гидропроводность в каждом слое пласта. Также данные исследования позволяют брать пробы полезных ископаемых со значительной глубины, для определения их свойств, что позволяет решить вопрос о целесообразности разработки месторождения с экономической точки зрения.

Готовые работы на аналогичную тему

Гидродинамические исследования обычно применяют на определенных скважинах. К таким скважинами относится нефтяная скважина, которой свойственен высокий показатель фонтанирования. Также данные исследования применяются на нефтяных скважинах с низким уровнем давления в ее стволе. Еще их используют на газовых скважинах.

Гидродинамические исследования на уже ранее эксплуатировавшихся скважинах проводятся заранее, до начала разработки.

Методы гидродинамических исследований скважин

К основным методам гидродинамических исследований относятся:

  1. Метод кривой притока (при неустановленном режиме функционирования скважины).
  2. Снятие диаграммы индикаторов (при установленном режиме фильтрации).
  3. Метод кривой уровневого восстановления (при неустановленном режиме).
  4. Метод кривой восстановления давления (при неустановленном режиме).
  5. Метод кривой уменьшения (при неустановленном режиме).
  6. Гидропрослушивание скважин.

Снятие диаграммы индикаторов используется для определения степени воздействия будущих работ на дебит скважины, что выяснить наиболее оптимальный способ ее эксплуатации. Способ кривой восстановления давления применяется в том случае, если исследуемая скважина является фонтанирующей. При этом методе отмечают уровень давления в стволе скважины при ее остановке, длительность отметки должна быть такой, при которой воздействие на результат после приточных жидкостей равнялся нулю. Метод падения давления применяется в нагнетательных скважинах. В этом случае показатель давления регистрируется в момент остановки работы скважинного оборудования, которое работало на закачку газа или жидкости. При этом методе также измеряется уровень обводненности. Результатом данного исследования становится получение информации об особенности течений в грунта и их радиусе, а также степени давления.

Гидропрослушивание скважин

Гидропрослушивание скважин – это метод гидродинамических исследований скважин, который позволяет определить газодинамическую связь между отдельными скважинами и установить степень неоднородности пласта.

Сущность данного метода заключается в наблюдении за изменением пластового давления одной скважины, которое происходит из-за изменения дебита соседней скважины. Для осуществления данного метода выбирают две скважины, одна из которых является возмущающей, а другая реагирующей. В возмущающей скважине определяют изменение ее дебита. В это время в реагирующей наблюдают за изменением забойного давления, вызываемого возмущающей скважиной. В результате исследования строится кривая реагирования, которая позволяет определить тот или иной параметр пласта. Для этого на фактическую кривую реагирования (которую строят по результатам гидропрослушивания) накладывают расчетную кривую, в тех же координатах. Далее определяют точки их совпадения, благодаря которым определяют пьезопроводность и гидропроводность пласта. Пример такой кривой изображен на рисунке ниже.

Рисунок 1. Кривая реагирования. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Читайте также: