Помощничек
Главная | Обратная связь

...

Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Результаты исследований добывающей нефтяной скважины



Номер режима , МПа q, т/сут
суммарный по скважине пласта I пласта II пласта III
17,50 17,66 17,91 18,17 61,2 86,8

 

В газовых скважинах без конденсата и без воды на забое пластовое давление молено определить по данным об устье­вом давлении и плотности газа по формуле

(ХШ.15)

или по барометрической формуле


(XIII. 16)


- давление на устье скважины; — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина залегания середины пласта; — средняя температура; Zcp — средний коэффи­циент сверхсжимаемости газа при средних давлении и темпе­ратуре.

Значение забойного давления может быть получено только при установившемся режиме работы скважины. В нефтяных скважинах его можно определить несколькими способами в зависимости от назначения и оборудования скважины. В на­гнетательных, фонтанирующих, газлифтных, а также в меха­низированных скважинах, оборудованных для спуска глубинных приборов в затрубное пространство, его замеряют так лее, как и пластовое, — прямым способом при спуске манометра к середине пласта. В скважинах, в которых спуск глубинного манометра на нужную глубину встречает трудности, замер производят на максимально возможной глубине с последую­щим пересчетом полученного значения на нужную глубину.

 


Рис. 89. Индикаторные диаграммы нефтяных пластов I (1), II (2), III (3) и эксплуатационного объекта в целом (4):

— дебиты скважин по нефти; р — давление

 

В нагнетательных и фонтанирующих скважинах забойное давление определяют также расчетным путем по значению устьевого давления. При этом следует учитывать, что пересчет устьевого давления (буферного давления ) в насосно-компрессорных трубах может приводить к существенным погрешностям из-за неточности поправок на потери на тре­ние при подъеме жидкости. Предпочтительнее пользоваться устьевым давлением в межтрубном пространстве (затрубное давление ), не подверженном влиянию движения жидкос­ти. Использование для расчета возможно при идентично­сти жидкости и газа в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве.

В механизированных скважинах, не приспособленных для спуска глубинных приборов, значения забойного давления определяют по глубине динамического уровня в межтрубном пространстве. При добыче безводной нефти и превышении давления на приеме насоса над давлением насыщения нефти газом применяют расчетную формулу

(XIII. 17)

 

где Н — глубина скважины до середины пласта; — глу­бина динамического уровня; — плотность пластовой неф­ти; рг — давление столба газа на динамическом уровне в межтрубном пространстве, определяемое из устьевого давле­ния по (XIII. 16).

При обводненной нефти и превышении давления насыще­ния над давлением на приеме насоса расчеты усложняются.

Для газовых скважин давление рассчитывают по формуле (XIII. 16), в которой вместо используют при работе скважины по насосно-компрессорным трубам.


В водонагнетательных скважинах забойное давление мож­но определять исходя из значения давления на устье в меж­трубном пространстве :

(XIII. 18)

Где - среднее арифметическое значение плотности зака­чиваемой воды на устье ( ) и на забое ( ) скважины.

Для измерения забойного и пластового давления в скважи­нах применяют глубинные манометры, спускаемые на прово­локе и обеспечивающие местную регистрацию давления (не­посредственно в камере прибора) на специальном бланке, — геликсные манометры типов МГГ-63/250, МГН-2 и другие, пружинно-поршневые манометры типа МГП-1 и др. Широко применяют также дистанционные комплексные приборы ти­па "Поток-5", спускаемые в скважину на кабеле и позволя­ющие наряду с регистрацией давления фиксировать дебит, содержание воды в продукции и некоторые другие важные показатели работы скважины.

В случаях, когда необходимо получить достаточно точную кривую изменения давления на забое скважины (после ее ос­тановки или в результате изменения режима работы этой или других скважин), применяют пневматические манометры ти­пов ДГМ-4М и ДГМ-5 — дифференциальные.

Для измерения забойного и пластового давления механи­зированных скважин, оборудованных для спуска приборов в межтрубное пространство, используют малогабаритные пру­жинно-поршневые манометры типа МПМ-4 и пневматичес­кого типа МДГМ. В таких скважинах замеры можно выпол­нять также геликсным манометром МГН-2У, укрепляемым на насосно-компрессорных трубах под насосами и спускаемым в обсадную колонну. Глубинные манометры разных типов обладают неодинаковыми точностью, надежностью в эксплуа­тации, чувствительностью к температуре в скважинах, преде­лами измерения, масштабом записи. Поэтому тип манометра необходимо выбирать с учетом термодинамических условий месторождения и задач исследования.

Замеры статических и динамических уровней в водяных и нефонтанирующих нефтяных скважинах для определения пластового или забойного давления могут быть выполнены с помощью пьезографов и эхолотов различных конструкций.

Давление на устье добывающих газовых, фонтанных неф­тяных и водонагнетательных скважин замеряют поверхност­ными (устьевыми) манометрами.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.