Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин

КОНСПЕКТ лекций по курсу «Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин» СОДЕРЖАНИЕ С. 1. Цели гидродинамических методов исследования скважин 2 2. Задачи промысловых исследований 4 3. Гидродинамические параметры пластов и скважин 5 4. Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов 7 5. Исследования скважин при установившихся режимах работы 8 5.1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации 8 5.2 Последовательность проведения исследований 9 6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам 20 7. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое) 25 7.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки 25 7.2 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины 29 7.2.1 Интегральный метод Э. Б. Чекалюка 29 7.2.2 Дифференциальный метод Ю. Н. Борисова 30 7.3 Экспресс-метод 31 7.4 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов 34 7.5 Метод гидропрослушивания 35 8. Примеры обработки результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления. 39 9. Технология гидродинамических исследований скважин и пластов 51 9.1 Исследование добывающих и нагнетательных скважин при установившихся режимах работы (методом установившихся отборов) 52 9.2 Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления 53 9.3 Исследование скважин, оборудованных ШСН и ЭЦН 54 9.4 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин экспресс-методами 57 10. Глубинные автономные манометры 57 10.1 Геликсные манометры 59 10.2 Пружинно-поршневые манометры 61 10.3 Компенсационные манометры и дифманометры 62 11. Приборы для измерения расхода жидкости и газа. 64 11.1 Дебитомеры с управляемым пакером 65 11.2 Комплексные приборы 67 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 69 1. Цели гидродинамических методов исследования скважин Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проек­тирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс­плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» ме­сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и экс­плуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь. Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии раз­ведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их за­ключается в получении исходных данных, необходимых для под­счета запасов и проектирования разработки. Текущие исследо­вания осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, при­нятия решений о регулировании процесса разработки, проекти­рования и оптимизации технологических режимов работы сква­жин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.). Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, темпера­туры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается не­посредственному измерению. Эти параметры определяют кос­венно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными парамет­рами. Косвенные методы исследования по физическому явле­нию, которое лежит в их основе, подразделяют на: - промыслово-геофизические, - дебито- и расходометрические, - термодинамические • гидродинамические. При промыслово-геофизических исследованиях с помощью при­боров, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются: - электриче­ские свойства пород (электрокаротаж), - радиоактивные (радио­активный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), - акустические (акустический каротаж), - механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизиче­ские исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, ли­тологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их про­движения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить ра­ботающие интервалы пласта, установить профили притока и по­глощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (каче­ство цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудова­ния, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования. Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и по­глощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследова­ния дополняются одновременным измерением давления, темпе­ратуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределе­ния вдоль ствола скважины. Для исследования на электриче­ском кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электриче­ский сигнал, соответствующий расходу жидкости. Прибор перемещают в скважине периодически с определен­ным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке из­меряется суммарный расход. По данным измерения строят диа­грамму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или пре­имущественно профиль поглощения (притока) жидкости , что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей тол­щины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффек­тивность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного дав­ления можно определить коэффициент продуктивности (приеми­стости) каждого интервала или в случае исследований при не­скольких режимах работы скважины — построить для них инди­каторные линии. Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в дли­тельно простаивающей (геотерма) и в работающей (термо­грамма) скважине, по которому можно определять геотермиче­ский градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выра­ботки запасов нефти при заводнении, контролировать техниче­ское состояние скважин и работу подземного скважинного обо­рудования. Расходо- и термометрия скважин поз­воляют также определить места нарушения герметичности ко­лонн, перетоки между пластами и др. Гидродинамические 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, пъезопроводность пласта, несовершенство сква­жин и др.). Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки. 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 необходимой точностью, а также изучения характера их изменения во 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 нашей стране 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. Предусмотренное усиление работ по изысканию новых, более эффективных методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений по значительному повышению степени извлечения нефти и газового конденсата из недр потребует для своего осуществления создания информационно-измерительных систем, обеспечивающих действенный контроль за ходом процессов выработки продуктивных пластов, а также комплекса глубинных приборов для оценки эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа. Поэтому все большее значение приобретают и вопросы, связанные с методами глубинных измерений исходных параметров, теоретическими и физическими принципами создания глубинных приборов, техникой проведения измерений в скважинах. 2. Задачи промысловых исследований Для подсчета запасов нефти и газа, составления проектов разра­ботки объектов, установления технологических режимов работы скважин и пластов и решения вопросов оперативного регулирова­ния необходим следующий комплекс сведений. 1. Горногеометрическая характеристика пласта и залежи: глу­бина залегания, площадь распространения, положение непроницае­мых границ и включений и их протяженность, начальное положение контуров нефтеносности, степень и характер расчленения пласта по разрезу, эффективная мощность пласта h и характер ее изменения по площади и т. д. 2. Гидродинамические и коллекторские свойства пласта: порис­тость т, проницаемость k, пьезопроводность , гидропроводность , продуктивность К, нефтенасыщенность σн, и газонасыщенность σг начальное и текущее давления и т. п. 3. Физико-химические характеристики пластовых жидкостей и газов: вязкость μ, плотность ρ, давление насыщения и другие, а также зависимости их от давления, температуры и газонасыщен­ности. Процессы фильтрации жидкостей и газов в реальных пластах из-за значительной измен-чивости их гидродинамических свойств чрезвычайно сложны. Поэтому для изучения и управле-ния процес­сами добычи необходима информация не только о начальном состоя­нии залежи, но и о закономерностях изменения указанных параметров при разработке месторождения. Одной из главных задач гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки является выявление общей картины неоднородностей пласта по площади. На стадиях пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения задачами гидродинамических исследований являются: 1) уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабаты­ваемого объекта, необходимых для дальнейшего проектирования; 2) получение информации о динамике процесса разработки, необхо­димой для его регулирования; 3) определение технологической эффективности мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон скважин, гидроразрыв и т. д.). Каждым из указанных видов исследования (геологические; геофизические; гидродинамические и лабораторные) не обеспечивается получение всего комплекса сведений и тем более с одинаковой досто­верностью. Только в результате сочетания различных методов можно определить параметры, характеризующие начальное и текущее состояния процесса разработки, с той степенью достоверности, кото­рая может быть достигнута при современном уровне теории и тех­ники промысловых исследований. Для получения полной информации необходимы систематическое исследование и контроль за процессом добычи на всех стадиях разработки месторождения: от разведки до промышленной эксплуа­тации включительно. Как известно, на стадии разведки из-за не­большого числа разведочных скважин невозможно учесть все детали строения продуктивного пласта и изменения его гидродинамических свойств. При проектировании принимаются осредненные параметры, характеризующие свойства пластов и пластовых жидкостей. Поэтому в проектах разработки не учитывается вся совокупность геологи­ческих и физико-химических факторов, влияющих на процесс раз­работки месторождения. При освоении залежи объём информации возрастает, что позво­ляет составить более полную картину неоднородности пласта и внести необходимые коррективы в проект разработки. Чтобы выбранная система разработки полнее соответствовала выявляющейся картине неоднородности, в процессе эксплуатации месторождения необхо­димо осуществлять ее регулирование принять меры к измене­нию принятой системы, ибо только тогда обеспечиваются наи­более высокие технико-экономические показатели разработки залежи. Эффективность мероприятий по регулированию процесса добычи также зависит от детального знания свойств пластов и о ходе про­цессов их разработки. Эти сведения могут быть получены с помощью исследований и контроля за добычей нефти. В общем случае система контроля процесса добычи нефти должна обеспечить получение данных, достаточных для установления теку­щих значений следующих факторов: 1) распределения запасов нефти и газа по площади и разрезу залежи; 2) распределения давле­ния по площади каждого пласта и в отдельных случаях - в приле­гающей к залежи законтурной области пласта; 3) распределения притоков и поглощений нефти, воды и газа по разрезу; 4) распре­деления коэффициентов продуктивности и приемистости по интер­валам. 3. Гидродинамические параметры пластов и скважин Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой НГМ, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта, коэффициент гидродинамического совершенства скважины. 1) коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу. , (3.1) Размерности ; ; ; В литературе обозначение коэффициента продуктивности можно встретить через греческую букву η . Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как (3.2) Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины: ; (3.3) Qв – расход воды, закачиваемой в данную скважину. 2) коэффициент гидропроводности пласта ; ; (3.4) К и  связаны между собой. . (3.5) 3) подвижность жидкости в пласте k/ Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти) ; (3.6) 4) коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации. [k]=м2 , мкм2, Д, мД. 1Д=1000мД=1,02мкм2=1,0210-12 м2. Способы определения коэффициента проницаемости k: - Лабораторный - через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью , с объемным расходом Q, при перепаде давления на входе Р1 и выходе Р2 этого образца . Тогда согласно закона Дарси: , 1-P2 (3.7) ; (3.8) Преимущество этого способа - наиболее точный, недостаток - показывает значение К только в точке отбора керна. - Геофизический – определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа - характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины • Гидродинамический - позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласт (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный чем лабораторный. 5) коэффициент пьезопроводности пласта  - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта:  - формула Щелкачева; (3.9) []=, []=10…10 м/с –для реальных пластов. где и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта; - коэффициент упругоемкости пласта; Паили см2/кгс; m – эффективная пористость, доли единицы. 6) гидродинамическое совершенство скважины характеризуется: а) приведенным радиусом скважины Приведенный радиус скважины – это радиус такой воображаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина. rпр=rc е-с, где с=с1+с2 (3.10) б) коэффициентом совершенства (3.11) 4. Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов Информация, получаемая по данным промыслово-геофизических исследований скважин и лабораторных исследований образцов горных пород, не достаточно точно характеризует свойства пласта в целом или те свойства, которые резко могут изменяться по площади его распространения, т.к. объем исследуемой зоны составляет незначительную долю от объема пласта. Кроме того, определение комплексных гидродинамических параметров ( ) расчетным путем по данным геофизических и лабораторных исследований, как правило, не позволяет получить достоверную информацию об осредненных значениях  и  пласта в районе исследуемой скважины или на участках между несколькими скважинами. В этом смысле существенное преимущество перед геофизическими и лабораторными методами изучения пластов имеют гидродинамические исследования, основанные на непосредственных измерениях дебита, давления и расстояния между скважинами. По данным гидродинамических исследований можно определить численные значения параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, а также определить особенности их строения (наличие неоднородностей, непроницаемых границ). В то же время, имея дополнительные данные, получаемые по результатам лабораторных и геофизических исследований о вязкости жидкости и толщине пласта, можно достаточно точно определить осредненную проницаемость пласта в районе исследуемой скважины или на участке между двумя скважинами. В настоящее время разработаны и в раз­ной степени внедрены промышленностью следующие гидродинамические методы исследования скважин и пластов. а) исследова­ние скважин при установившихся* режимах работы (исследование на приток); Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины и измерении на каждом установившемся режиме Q и соответствующего ему Рс. Используют: 1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин; 2) при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей. Цель: определить К (К’) скважины, k. б) исследование скважин при неустано­вившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закры­тия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине); Заключается: в прослеживании изменения забойного давления после остановки или пуска скважины в эксплуатацию или при изменении режима ее работы, в условиях проявления в пласте упругого режима. Применяют: 1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин; 2)при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной смеси. Цель: определить ,k,  ,, и К. в) исследование скважин на взаимодейст­вие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие — реагирующими), этот способ иногда называется методом гидропрослушивания; Предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами. Заключается: в наблюдении за изменением давления давления в одной из них (пьезометрической или простаивающей) при создании возмущения в другой ( добывающей или нагнетательной). Используют: при фильтрации в пласте однофазной жидкости или водо-нефтяной смеси. Цели: определить  и æ пласта в районе исследуемых скважин. г) определение профиля притока (расхо­да) и параметров по разрезу пласта; д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой. *Понятие «установившиеся режимы» преду­сматривает практическую неизменность показате­лей работы скважин в течение нескольких суток. 5. Исследования скважин при установившихся режимах работы 5.1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации Метод начали использовать с 1930 года. Цель исследования – определение режима фильтрации нефти (газа) в ПЗП, определение гидропроводности, продуктивности, проницаемости ПЗП. Задачи исследований: исследовать скважину на установившихся режимах – это найти зависимость между: • дебитом скважины и забойным давлением Q=f(Рзаб), • дебитом скважины и депрессией на пласт Q=f(Pпл-Рзаб). Графическое изображение этих зависимостей называется индикаторными линиями. Особенности исследований – дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания ( Рпл) и на забое скважины (Рзаб). Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости (Рис 5.1). Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии. Рис. 5.1. График распределения давления по пласту от скважины к контуру питания Из рис.5.1. видно, что основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до10-20 м от скважины. Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, мы определим параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС). Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях: 1 допущение – метод основан на допущении, что скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Рпл. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин. 2 допущение – возмущения, произведенные в скважине не передаются за пределы этой зоны. 3 допущение – режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются. Время перехода с одного режима на другой режим называется периодом стабилизации. Период стабилизации может определятся минутами, часами, сутками и зависит от многих факторов. Период стабилизации рекомендуют определять по формуле: , (5.1) где Rк – радиус контура питания; æ – пьезопроводность пласта, см/с. При прочих равных условиях Тстаб меньше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости. Таким образом, для одиночной скважины с круговым контуром питания для радиального притока жидкости к скважине справедлива формула Дюпии: (5.2) где Q – дебит скважины, см3/с; k – проницаемость продуктивного пласта, мкм2; Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, кгс/см2; h – толщина пласта, см;  - вязкость жидкости, мПас; Rк – радиус контура питания, м; Rс – радиус скважины, м. Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока: Q=K(Pпл-Рзаб), (5.3) где К – коэффициент продуктивности (5.4) 5.2 Последовательность проведения исследований 1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов – для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика). Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют заб (). Для газовых скважин – это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины. Для нефтяных скважин: а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации. Б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации. Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть: • изменением длины хода полированного штока (l); • изменением числа качаний балансира (n); • одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибе-гают изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах Ндин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле: Рзаб=g(H-Hдин) (5.5) На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе. На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл>Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют в конце периода установления. После этого скважину переводят на новый режим. Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье. 2. Замеряют необходимые значения параметров. При исследовании замеряют: а) дебит нефти (газа); б) пластовое давление; в) забойное давление; г) количество выносимого песка; д) количество выносимой воды; е) газовый фактор продукции скважины. В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации Рзабi>Pнас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Рзаб и = Рпл-Рзаб только на одном режиме. Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на «Спутники». Нефть подается только в закрытые сборные пункты. На стадиях разведки и освоения нефтегазовых месторождений дебит жидкости каждой скважины часто определяют с помощью мерников – открытых емкостей – вертикальные или горизонтальные сосуды (цистерны, прямоугольные сосуды). Продукция скважины направляется в мерник на определенный промежуток времени, который зависит от его вместимости и производительности (дебита) скважины. Объемный дебит определяют по формуле: ; (5.6) где F-средняя по высоте мерника площадь; h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др.); t- время измерения, час. Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (nв), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин. Тогда дебиты: , , или (5.7) Для определения Q в т/сут объемные дебиты умножаем на плотность нефти и воды. Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на ГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации. Пластовое давление – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах. Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями: • прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный); • расчетным – гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изме-няется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движе-нии двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д. Значения Рзаб получаются менее точными: а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа 0: Рзаб = Ру+gжН б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимисти от давления ж = f(H) = f(P) Рзаб=Ру+gHж(Н) – графоаналитический метод в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи Рзаб=(Н-Ндин)gж(Н) где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине. 3. По результатам исследований заполняют таблицу Таблица 5.1 Результаты исследования скважины Режим Рпл Рзабi Pi=Рпл-Рзаб Qi 1 Рпл Рзаб1 1 Q1 К1 2 Рпл Рзаб2 2 Q2 К2 3 Рпл Рзаб3 3 Q3 К3 4 Рпл Рзаб4 4 Q4 К4 4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований. По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД). Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f()) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f()). При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность =Рпл-Рзаб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры. Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линей­ному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависи­мость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи (5.8) где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк. Рис. 5.2. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пласто­вому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 5.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб Рпл=Рк. Рис. 5.3 Индикаторная диаграмма Q = f() Индикаторная диаграмма Q=f() строит-ся для определения коэффициента продуктивности скважин К. (5.9) В пределах справедливости линейного зако-на фильтрации жид­кости, т. е. при линейной зависимости Q=f(),коэффициент продук­тивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному мето­дом установившихся отборов, можно вычислить также другие пара­метры пласта. (5.10) Откуда коэффициент гидропроводности (5.11) И проницаемость пласта в призабойной зоне (5.12) Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям. В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом. По коэффициенту продуктивности опреде­ляются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине: ; (5.13) . (5.14) где - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти; Rк - ра­диус контура питания rc - радиус скважины по долоту; h - эффективная толщина вскры­того скважиной пласта; с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жид­кости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскры­тия). Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c1+c2, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В. И. Щурова, исходя из степени вскрытия пласта , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в ко­лонне и глубины каналов в пласте при перфорации . Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта. Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации. Искривление индикаторной линии в сторону оси P (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами: 1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр) 2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области. 3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб. Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 5.4, кривая 3) объясняется двумя причинами: 1) некачественные измерения при проведении исследований; 2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков. Продуктивные пласты, как правило, неоднородны. Глубинные дебитограммы для них: Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т.е. с ростом P=Рпл-Рзаб) растет работающая толщина пласта (hэф.), откуда по формуле Дюпюи растет Q (рис 5.4, кривая 3). Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f(). Рис. 5.5. Индикаторная диаграмма: 2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 - замеренное пластовое давление соответственно завы­шено и занижено против фактического. Очевидно, если замеренное пластовое дав­ление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (рис. 5.5, кривая 1) будет располагаться ниже фактиче­ской. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии. Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактиче­ского, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов (рис. 5.5, кривая 3). Это может привести исследова­теля к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид. Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий (Рис. 5.6, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде: , (5.15) а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах (5.16) где а и b – постоянные численные коэффициенты. Получим индикаторную прямую в координатах Δр/Q=f(Q) отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b (рис. 5.6, б). В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины. Рис. 5.6 Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации: а - ИД в координатах Δр - Q; б - ИД в координатах Δр /Q - Q. Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как , (5.17) где , (с1 и с2 – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенст-вом скважины по степени и характеру вскрытия). По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта ; (5.18) (5.19) Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины. В работе /37/ даны формулы определения коэффициента b для разных условий вскрытия скважинной пласта и разной конструкции забоя. Совершенная скважина: , (5.20) где dэф- эффективный диаметр песчинок; k- коэффициент проницаемости, мкм;  - удельный вес, г/см; f – площадь вскрытия забоя. Несовершенная скважина (по характеру вскрытия) , (5.21) где f- суммарная площадь перфорационных отверстий; D- диаметр перфорационных отверстий - коэффициент зависящий от проникновения пуль в породу 0,15<<0,4 (по Щурову: 0,4 – без учета углубления пуль в породу; 0,15 – с учетом углубления пуль в породу). Если исследуются скважины, вскрывшие трещиноватый коллектор, т.е. искривление индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q, определяется деформацией пласта или одновременно и деформацией, и нарушением линейного закона фильтрации, то обрабатывать данные таких исследований следует по формулам, учитывающим и деформацию, и нарушение линейного закона фильтрации за счет инерционных сил. , (5.22) где ; a, b, c - постоянные коэффициенты для исследуемой скважины (а - характеризует измене-ние проницаемости пласта и упругость (ж) жидкости при изменении давления; b – коэффици-ент, обратный продуктивности скважины; с- учитывает роль инерционных сил при фильтрации) , (5.23) (5.24) (5.25) где — проницаемость пласта при началь­ном пластовом давлении. Коэффициенты а, b, с находятся по трем точкам (замерам), расположенным равно­мерно на индикаторной линии. По величинам дебитов и депрессий трех точек Q1, Q2, Q3, можно ориен­тировочно оценить величину коэффициента по формуле (5.26) где A= Q2Q3(Q3-Q2); B= Q1Q3(Q3-Q1); (5.27) C= Q1Q2(Q2-Q1). Точнее величину коэффициента a можно определить графическим способом, исходя из уравнения (5.28) Левая и правая части этого уравнения рассчитываются независимо для произволь­но заданных значений а, близких к ориенти­ровочному значению (5.26), и величины их наносятся на график. По пересечению двух рассчитанных кривых определяется искомое значение а. Поскольку при этом получаются два значения коэффициента, из них выби­рается ближнее по величине к ориентировоч­ному. Коэффициенты b и с (при найденном зна­чении a) находятся путем совместного ре­шения системы двух уравнений, например для двух первых точек: (5.29) (5.30) Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по фор­муле (5.31) При фильтрации в пласте газонефтяной смеси коэффициент продуктивности в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Если обработку индикаторной диаг­раммы проводить также, как и для фильтрации однофазной жидкости, то в итоге можно опреде-лить фазовые гидропроводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях. Однако часто необходимо знать физическую проницаемость коллектора и соответствующую ей гидропроводность пласта. Для этой цели используют методику обработки результатов исследований, основанную на применении вспомогательной функции С.А.Христиановича Н, имеющей размерность давления и учитывающей изменения фазовой проницаемости для жидкости, вязкости нефти и объемного коэффициента при выделении из нее раст­воренного газа в пласте. Для скважин, эксплуатирующихся при фильтрации по пласту газированной нефти (), индикаторная кривая должна строиться в координатах Qн Здесь - депрессия на забое сква­жины, выраженная в функциях, учитываю­щих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа): (5.32) где Fн(ρ) - относительная проницаемость пласта для нефти при наличии свободного газа; μн(p), ωн (p) - зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления. Определяемый по прямолинейному участку коэффициент является аналогом коэффи­циента продуктивности скважины (при однофазном потоке) и связан с ним соотноше­нием η΄=ημнωн(рнас). (5.33) Величины ΔΗ рассчитываются для каж­дого установившегося режима работы сква­жины при pзаб < pнас по данным замеров в процессе ее исследования величин pзаб, pпл, газового фактора Г и материалов лабора­торных исследований зависимостей свойств нефти от давления (μн, ωн и растворимость газа в нефти S). Функции Н определяются с помощью безразмерных зависимостей Н* от р* (рис. 5.7), которые построены для семи значений коэффициента , характеризующего соотношение свойств газа и нефти в пластовых условиях: (5.34) где (5.35) Безразмерные функции Н* и р* имеют следующие связи с функцией Н' и давлением (5.36) (5.37) Рис. 5.7. Зависимость Н*(р*) для несцементированных песков Для обработки результатов исследования скважин удобно пользоваться аналитиче­скими зависимостями Н ( р*) для соответствующих интервалов р* (см. табл. 5.2). Анализ методики расчетов ΔΗ показал, что при снижении пластовых давлений до 40% ниже pнас, а забойных — до 50% их можно производить упрощенно. С этой целью для каждой рассматриваемой зале­жи предварительно строятся прямолинейные графики Г(р) по формуле (5.38) где - значение безразмерного давления, которому соответствуют переломы зависимости Н* (р*) при данном . Таблица 5.2 Аналитические формулы зависимости Н* (р*) для несцементированных песков Интервалы р* Н* (р*) = 0,005 015 1550 50200 Н* = 0,375 · р* Н* = 0,649 · р* — 4,175 Н* = 0,852 · р* — 16,231 = 0,010 015 1530 30100 Н* = 0,390 · р* Н* = 0,623 · р* — 3,306 Н* = 0,814 · р* — 10,030 = 0,015 020 2066,7 Н* = 0,428 · р* Н* = 0,784 · р* — 7,219 = 0,020 013,8 13,850 Н* = 0,383 · р* Н* = 0,751 · р* — 5,372 = 0,030 07 733,3 Н* = 0.278 · р* Н* = 0,697 · р* — 3,273 = 0,040 07 725 Н* = 0,285 · р* Н* = 0,683 · р* — 3,013 = 0,050 07 720 Н* = 0,301 · р* Н* = 0,678 · р* — 2,746 Если точки для рассматриваемого режи­ма работы скважины (рпл, Г и pзаб, Г) располагаются в одной области зависимо­стей Г (р), т. е. не разделяются прямой, то величина ΔН определяется по формуле (5.39) где а — угловой коэффициент зависимости Н* (р*) в соответствующей области; - среднее давление (между рпл и рзаб). Если точки рпл, Г, и рзаб, Г расположены по разным сторонам от разграничительной прямой, то величины и необходимо рассчитывать по табл. 5. 2 (или определять по рис. 5.7) в зависимости от рпл и рзаб. Величина при этом опреде­ляется как , (5. 40) где (5.41) Величина проницаемости при этом рассчи­тывается по формуле . (5.42) Если скважина эксплуатирует несколько пластов, вскрытых единым фильтром, то ее необходимо исследовать одновременно глу­бинными дебитомером (расходомером) и манометром. На рис. 5.8 в качестве примера при­водится профиль притока жидкости в сква­жину по разрезу пласта, зафиксированный глубинным дебитомером на одном из ре­жимов ее работы. Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновремен­ным замером забойного давления на каж­дом из них позволяет определить для каж­дого пласта (пропластка) величины коэф­фициента продуктивности (или приемисто­сти - для нагнетательных скважин) и теку­щего пластового давления. Если индикаторные кривые по скважинам и по пропласткам на исследуемом объек­те получаются прямолинейными, то для указанных целей достаточно исследовать скважины на трех режимах работы. Если же можно ожидать нелинейности индика­торных кривых, то исследования следует проводить на пяти - семи режимах. Резуль­таты исследования по пропласткам и для всего пласта в целом наносятся на общий график (рис. 5.9). Рис. 5.8 . Каротажная диаграмма (а) разреза пласта и профиль притока (б), снятый глубинным дебитомером на одном из режимов работы скважины. Рис. 5.9. Индикаторные линии по скважине с тремя пропластками в раз­резе пласта и общая индикаторная ли­ния по скважине. Коэффициенты про­дуктивности определяются для каждого j–того пропластка по формуле (5.43) где Qi; Qi+1 и ; - дебиты пропластков и соответствующие им забойные давления на двух режимах работы скважины. Пластовые давления в каждом из про­пластков определяются путем экстраполяции индикаторных линий до пересечения с осью забойных давлений (при Q = 0= рпл). Величина общего коэффициента продук­тивности по скважине должна быть равна сумме коэффициентов продуктивности всех действующих пропластков. Параметры пласта по каждому из про­пластков рассчитываются по формулам (5.13) и (5.14). 6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам Пример. 1. Фильтрация однофазной жидкости в однородном пласте. Определить гидропроводность пласта в районе нефтяной экс­плуатационной скважины, имеющей индикаторную диаграмму, приведенную на рис. 6.1 (K=tg=160 т/(сутМПа)) при следующих исходных данных: ср=250 м; rс=0,15 м; п=10, эффективная толщина h = 12 м; С=8,7 , вязкость нефти н = 3,8 мПас; объемный коэффициент b = 1,1, плотность жид­кости в поверхностных условиях пов =0,86 т/м3. Определить гидропровод­ность пласта  и его проницаемость к. Рис. 6.1. Индикаторные диаграммы добывающей скважины: а – в координатах q – Рзаб; б – в координатах q - Р. При фильтрации жидкости (нефти, воды или водонефтяной смеси) в тех случаях, когда индикаторная диаграмма прямолинейна, гидропроводность пла­ста можно определить по формуле (6.1) где Кпл—коэффициент продуктивности скважины в пластовых условиях, см3/(сМПа); С - поправочный коэффициент, учи­тывающий гидродинамическое несовершенство скважины. Для определения С обычно пользуются способом, разра­ботанным В. И. Щуровым (см.выше). Если коэффициент продуктивности измерен в поверхностных условиях (Кпов) и имеет размерность т/(сутМПа), то для перехода к размерно­сти см3/(сМПа) в пластовых условиях можно воспользоваться соотношением Кпл= Кпов b 11,57/пов. (6.2) Здесь b - объемный коэффициент нефти; пов - плотность нефти (в т/м3), определенные по результатам исследования проб жидкости в лабораториях. Решение: 1. Коэффициент продуктивности в пластовых условиях: 2. Коэффициент гидропроводности 3. Коэффициент проницаемости пласта Пример2. Фильтрация однофазной жидкости в трещиноватом пласте. Скважина, эксплуатирующая трещиноватый пласт толщиной 83 м, исследована при установившихся отборах нефти со следующими показателями. Свойства нефти дегазированной и в пла­стовых условиях: Скважину можно считать совершенной по сте-пени и характеру вскрытия (). Результаты исследования скважины Режим QH, т/сут , Па 1 2 3 4 28 67 93 104 1,0·105 3,0·105 4,4·105 6,0·105 Индикаторная линия по скважине приво­дится на рис. 6.2. Рис. 6.2. Индикаторная линия, построенная по данным, полученным при эксплуатации тре­щиноватого пласта Для расчетов выбира­ем точки 1, 2 и 4, лежащие на кривой. Для этих точек имеем Номер точки на рис. 6.2 QH, м3/с , Па 1 2 4 74,9·10-5 179,5·10-5 278,6·10-5 1,0·105 3,0·105 6,0·105 Определяем вспомогательные коэффици­енты A, B и C: По формуле (5.26) рассчитывается ве­личина коэффициента а: В соответствии с уравнением (5.28) при подстановке в правую и левую части а = 0,766; 0,8; 0,9 и т. д. уточняем, что вели­чина коэффициента а == 1,1·10 -6м2/Н (под­становка именно этого значения а обеспечи­вает равенство правой и левой частей урав­нения). Коэффициенты b и с находятся путем ре­шения двух уравнений для первого и вто­рого режимов работы скважины: Отсюда По величине коэффициента b рассчиты­ваем гидропроводность и проницаемость пласта Пример3.Фильтрация двухфазной жидкости. Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты иссле­дования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ). Для определения параметров пласта мож­но использовать следующие величины: Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10. Свойства нефти и газа при рнас: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, =1,25 и = 0,85 г/см3. Таблица 6.1 Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы Режим Qж, т/сут Qн, т/сут Газовый фактор Давление, Па мз/т м3/м3 рпл рзаб 1 2 3 4 20,0 26,0 32,0 38,1 17,1 21,9 28,7 32,1 901 753 663 664 766 640 564 565 81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105 71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105 Значения произведения при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл. 6.2. Таблица 6.2 Значения при различных режимах работы скважины Наименование Режим 1 2 3 4 Средние давления Па Произведение , мПа·с 76,2·105 2,29 75,0·105 2,31 73,4·105 2,32 70,8·105 2,34 В рассматриваемом случае Следовательно, для расчетов Н необходи­мо использовать первые зависимости Н (р) табл. 5.2 для = 0,005. Из вспомога­тельного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) распо­лагаются в области р*<15. Поэтому рас­четы надо проводить по формуле (5.39) при а == 0,375. Подготовка данных для построения индикаторной кривой в координатах QжН проводится в таблице 6.3. Рис. 6.3. Вспомогательный график для упро­щения расчетов при = 0,005. Таблица 6.3 Расчет и перевод Qн в л/с в поверхностных условиях Режимы , Па 1 2 3 4 5 1 2 3 4 9,5 · 105 12,0 · 105 15,2 · 105 20,3 · 105 2,29 · 10-3 2,31 · 10-3 2,32 · 10-3 2,34 · 10-3 3,56 · 105 4,50 · 105 5,70 · 105 7,62 · 105 1,54 · 108 1,95 · 108 2,46 · 108 3,26 · 108 Продолжение табл. 6.3 Режимы qн, т/сут л/с qв, л/с Qж = Qн + Qв, л/с 1 6 7 8 9 1 2 3 4 17,1 21,9 28,7 32,1 23,4·10-5 29,9·10-5 38,4·10-5 43,7·10-5 3,36·10-5 4,8·10-5 3,82·10-5 6,94·10-5 26,76·10-5 34,70·10-5 42,22·10-5 50,64·10-5 По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, (рис. 6.4). Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж, . По прямолинейному участку кривой определен коэффициент м3/(с·Па). Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42) м2 = 0,603 Д. Пример.4 Определение параметров пласта в многослойной системе По скважине, эксплуатирую­щей одновременно три пропластка на трех режимах работы, с помощью глубинного манометра замерены забойные давления и с помощью глубинного дебитомера — вели­чины дебитов по каждому из пропластков. Данные приведены в табл. 6.4. Таблица 6.4 Режимы рзаб, кгс/см2 Дебиты нефти, т/сут q1 q2 q3 qскв 1 2 3 153 150 148 22,4 34,9 44,0 6,0 9,7 13,3 61,5 71,4 78,0 89,9 116,0 135,3 На рис. 5.9 нанесены индикаторные линии для трех пропластков (I, II, III) и общая индикаторная линия (IV) по сква­жине. В соответствии с формулой (5.43) коэф­фициенты продуктивности по пропласткам и по скважине равны =4,39; = 1,50; =3,58 и = 9,47 м3/(сут·кгс/см2), а величины пластовых давлений = 158, = 157; = 170 и = 162 кгс/см2. Таким образом, при исследованиях скважин на установившихся режимах определяют: 1. Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС. 2. Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины . 3. Коэффициент подвижности нефти в ПЗС . 4. Коэффициент проницаемости ПЗС k. 5. Коэффициент продуктивности скважины К (или ). Эти данные необходимы для: 1) правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины QH при минимальном выносе песка, воды, полном раскрытии трещин, минимальные инерционные сопротивления, вовлечения в разработку максимального числа нефтенасыщенных пропластков и т.д.); 2) определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию из бурения. 3) периодическое определение параметров ПЗС во времени в течение всего срока эксплуатации скважины это позволяет выявить и устранить причины снижения добывных возможностей скважины. 4) измерение параметров ПЗС после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) позволяет оценить их технологическую и экономическую эффективность. 7. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое) Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании про­цессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины. Методом восстановления (падения) давления можно исследовать фонтанные, глубиннонасосные (со штанговыми насосами или ЭЦН), периодически эксплуатируемые, пьезометрические и нагнетательные сква­жины. Изменение давления прослеживается не­посредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим (дебит). Для учета притока нефти после закрытия сква­жины на устье необходимо прослеживать изменение давления на буфере и в затрубном пространстве. С достаточной для практики точностью изменение давления на забое после мгно­венной остановки скважин (или изменения дебита) при отсутствии свободного газа в призабойной зоне может быть выражено уравнением (7. 1) где — изменение дебита скважины в пластовых условиях; р(t) — текущее давле­ние на забое скважины; рс — забойное давле­ние до изменения режима работы скважины; — коэффициент пьезопроводности пласта в районе исследуемой скважины; rcпр — приведенный радиус, учитывающий несовершен­ство скважины; t — время с момента измене­ния режима эксплуатации скважины. Уравнение (7. 1) можно представить в следующем виде: (7. 2) Следовательно, в полулогарифмических координатах кривая восстановления давле­ния является прямой линией с углом на­клона к оси lg t (рис. 7. 1) и с отсе­каемым прямой на оси отрезком В (7. 3) (7.4) 7.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработ­ка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные ре­зультаты. Одновременно методика обработ­ки данных исследования является наибо­лее простой. Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований – КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем. 1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр. 2. Резко останавливают или пускают скважину в работу. 3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения Pзаб во времени t 4. Определяют 5. Результаты полученных значений заносят в таблицу: Номера точек Время t, c p, МПа lg t 1 t1 p1 lg t1 2 t2 p2 lg t2 3 t3 p3 lg t3 i ti pi lg ti 20 t20 p20 lg t20 6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координа­тах р, lg t (Рис. 7.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами lg t1 и lg t2 и определяется угловой коэффициент прямой . (7.5) Рис. 7. 1. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах. Начало и конец выбранного прямолиней­ного участка на кривой lg t должны от­вечать неравенствам ; (7.6) , (7.7) где Rк — радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами). Указанные пределы (7.6), (7.7) при выборе прямолинейного участка способ­ствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия сква­жин (в конце кривой). При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пре­делами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта. Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД. 7. Проводят обработку данных КВД а) определяется угловой коэффициент прямой (7.8) • по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта ; (7.9) • определяют подвижность нефти в пласте (7.10) • определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины (7.11) б) Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна: (7.12) - определяют ; (7.13) - определяют пьезопроводность пласта χ: 1) Если скважина совершенная и rc известен по долоту то, (7.14) 2) Если скважина несовершенная, то χ определяют по формуле Щелкачева (7.15) где ж - коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости; с – коэффициент объёмный упругости пористой среды; m – коэффициент пористости. Параметры, входящие в формулу (7.15) могут быть определены в лабораторных условиях. - по величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство (7.16) - дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины: (7.17) где - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти в поверхностных условиях. Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования. 1. Коэффициент гидроводности пласта . 2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/. 3. Коэффициент проницаемости пласта k. 4. Коэффициент пьезопроводности пласта . 5. По форме КВД в координатах p(t) – ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой): Рис. 7.1. Фактическая КВД. Зона III - линия 1- ε2= ε3 - линия 2- ε2< ε3 - линия 3- ε2> ε3 - линия 4- ε=0 Причины искривления реальной КВД: В зоне I: • влияние притока жидкости после остановки скважины; • нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины; • нарушение режима работы скважины перед ее остановкой; • неизотермическое восстановление давления; • наличие свободного газа в объеме скважины, • ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной. В III зоне: - неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона – улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной – линия 2, увеличение угла наклона – ухудшение коллекторских свойств – линия 3); - наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) – линия 4. II зона: - средний участок - по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т.к. Pc стремится к Pпл, т.е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина - источник постоянной интенсивности; пласт - бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину. По КВД мы оцениваем kh/ для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам - kh/ для ПЗП. Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для: 1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений. 2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП). 3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой. 7.2 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямоли­нейный участок кривой восстановления дав­ления в координатах . Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или на­оборот) после ее закрытия на устье. В ука­занных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки. Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости не­обходимо одновременно с фиксацией изме­нения давления на забое регистрировать из­менение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять измене­ние уровня жидкости в затрубном про­странстве. Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважи­не с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют при­менять при обработке кривых восстановле­ния давления два метода. При замедленном притоке жидкости пред­почтительнее применять интегральный метод Э. Б. Чекалюка, а при высокой скорости за­тухания притока следует использовать диф­ференциальный метод Ю. П. Борисова. Ин­тегральный метод также применяют и в тех случаях, когда кривые восстановления давления имеют разброс точек. 7.2.1 Интегральный метод Э. Б. Чекалюка В данном случае основной формулой является (7.18) где D(t) — интеграл Дюамеля; Q0 — дебит скважины до ее остановки; V(t) —суммарный приток жидкости в скважину к момен­ту времени t после ее закрытия на устье. Если ввести в уравнение (7.18) коор­динаты ; (7.19) где п — масштабный коэффициент, получим прямую линию с угловым коэффициентом (7.20) и отрезком на оси у (7.21) Изменение суммарного притока жидкости «в скважину после ее закрытия на устье , (7.22) где Fзат, Fтр — площади сечений столбов жидкости в затрубном пространстве и в подъемных трубах, соответственно; рзаб (t), рзат (t), рбуф (t) — приращения давления на забое скважины, в затрубном простран­стве и на буфере, начиная от момента ее остановки; — плотность нефти в пласто­вых условиях. Для построения зависимости (7.18) не­обходимо вычислить координаты трех-четы­рех точек. Предварительно кривая восста­новления давления строится в специальных координатах в предположении, что исследование скважины длилось заданное время и т. д. Величины G() определялись с по­мощью палеток (рис. 7.3), а интеграл Дюамеля — по предыдущим кривым путем графического интегрирования: (7.23) Здесь — выбранный шаг по оси абс­цисс при определении интеграла. Рис. 7.3. Палетки для определения вспомога­тельной функции. 7.2.2 Дифференциальный метод Ю. Н. Борисова Основной расчетной формулой в данном методе является (7.24) где ; (7.25) . (7.26) В формулах (7.25) и (7.26): (7.27) где ; (7.28) ; (7.29) где D — внутренний диаметр обсадной ко­лонны скважины; d1 — внешний диаметр колонны фонтанных труб; d — внутренний диаметр этой колонны; — интервал вре­мени между двумя соседними точками (оди­наковый). . (7.30) По прямолинейному участку кривой, по­строенной в координатах , определяется уклон к оси абсцисс (7.31) и отрезок , отсекаемый на оси ординат. Параметры пласта и скважины опреде­ляются по формулам (7.9)-(7.11), (7.15)-(7.17). 7.3 Экспресс-метод Метод предназначен для исследования длительно или временно простаивающих скважин с целью определения их продук­тивности (приемистости) и фильтрационных параметров пластов. С теоретической точки зрения этот метод является разно­видностью метода восстановления давле­ния. Он разработан для условий, когда давление на забое скважин равно или вы­ше давления насыщения. Для исследования скважины экспресс-ме­тодом применяются два способа возбу­ждения: подкачка газа и «мгновенный подлив». При первом способе в скважину, устье которой герметично закрыто, с помощью компрессора или от баллона подкачивается сжатый газ (воздух) с тем, чтобы уровень жидкости был оттеснен на несколько мет­ров или десятков метров. Основной расчетной формулой при иссле­довании скважин экспресс-методом с под­качкой в нее газа является (7.32) где (7.33) (7.34) Здесь S — постоянное число, рассматри­ваемое как параметр, который выбирается в зависимости от продолжительности пе­риода исследования в 1/с. В результате исследования скважины спо­собом подкачки должны быть получены зависимости и величины изменения объема жидкости в стволе скважины V(t). Для построения зависимостей по уравне­нию (VI. 55) необходимо выбрать несколько значений параметра S. Обычно принимают­ся 3-4 значения, чтобы минимальная величина S составляла (где Т — общая продолжительность исследований в с), а максимальная S равнялась бы . Промежуточные значения S определяются из приближенных равенств . (7.35) Интегралы (7.33) и (7.34) вычисляются после выделения точек излома линий и V(t). Для точек излома выписываются значения координат t с индексами (0, 1, 2, ..., j, j + 1, ..., k) и , V с теми же индексами. Интегрирование осуществляется по при­ближенным формулам (7.36) (7.37) По вычисленным значениям и V(S) находятся отношения т. е. получаются исходные данные для построения графика (рис. 7.4). Рис. 7.4. Зависимость от , построен­ная по данным исследования скважины с под­качкой газа. Возбуждение непереливающих скважин осуществляется путем быстрого погружения под уровень специальных баллонов, в ре­зультате чего уровень «мгновенно» поднима­ется на величину (где V0 — общий объем погружаемых под уровень баллонов; F — площадь внутреннего сечения обсадной колонны). Этот способ называется «мгно­венным подливом». Изменение уровня после подъема выра­жается величиной (рис. 7.5). Рис. 7.5. Снижение уровня в скважине после «мгновенного подлива». При обработке результатов исследования кривая перестраивается в координатах , в том же масштабе, что и па­летка (рис. 7.6). Фактическая кривая переносится на кальку и накладывается на палетку таким образом, чтобы горизонталь­ная линия фактической кривой совпала с осью абсцисс палетки. Рис. 7.6. Палетка дли обработки результатов ис­следования скважин мето­дом «мгновенного подлива». Параметром кривых являет­ся коэффициент п. Добившись хорошего совпадения факти­ческой кривой с одной из кривых палетки, с палетки на кальку переносится прямая, проходящая под углом 45° к оси . В точке пересечения последней с осью ординат фактического графика получается значение , по которому потенциированием находится значение . Отмечается также величина параметра п кривой палетки, с которой совместилась фактическая кривая. При исследовании скважины способом подкачки гидропроводность и приведенный радиус скважины определяются по фор­мулам (7.38) , (7.39) где i — уклон прямой в координатах (S) к оси : , (7.40) A, S — произвольная ордината на прямо­линейной зависимости и соответству­ющее ей значение S. При исследовании скважин способом «мгновенного подлива» параметры пласта и скважины определяются по формулам (7.41) (7.42) где — относительная (безразмерная) плот­ность жидкости в скважине. 7.4 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов Методика основана на соотно­шениях для неустановившихся процес­сов в стволе скважины после изменения режима ее работы, соответствующих на­чальным и более поздним периодам изме­нения давления: (7.43) (7.44) (7.45) где kт — проницаемость трещиноватого пласта; — удельная поверхность трещин ; Т — объемная плотность трещин; — пьезопроводность пористой среды. Время регистрации показателей после из­менения режима работы скважины должно быть не менее 4—8 ч. В качестве исходных данных для расче­та выбирают значения давления (и дебита) в моменты времени ti, составляющие (на­чиная с t2) геометрическую прогрессию со знаменателем , не превышающим двух. Удобнее принять . . . .; Значения давлений, не совпадающие для указанных моментов времени с замерен­ными, находятся линейным интегрирова­нием между двумя имеющимися точками. Далее определяются вспомогательные функции Si. 3, . . ., n-1); Sn = 0. (7.46) В координатах р, S проводятся прямые и до их попарного пере­сечения. Через п указанных точек пересечения в точку (0,1) проводится кривая , которая соответствует величине . Через (п—1) ближайшие к построенной кривой узловые точки и точку (0,1) проводится кривая, соответствующая , и т. д. до кривой, соответствующее значение для которой будет . С помощью планиметра или по формуле Симпсона определяются площади, ограни­ченные каждой из построенных кривых и осями координат. Произведение величин этих пло-щадей на соответствующее значе­ние дает искомую величину интеграла в формуле (7.45). Кривая восстановления давления строится в координатах , . Если кривая имеет начальный прямоли­нейный участок, то определяется ее уклон к оси абсцисс () и отрезок, отсекаемый на оси ординат (Вн). Выбирая два доста­точно больших значения t0, вычисляются (7.47) и кривая строится в координатах , Если кривая , имеет асимптотический прямолинейный участок с уклоном к оси абсцисс (), то, определяя Вн и сопос­тавляя с выражением (7.44), получим ; (7.48) (7. 49) ; (7.50) (7.51) 7.5 Метод гидропрослушивания Пуск в эксплуатацию или остановка скважины при исследовании методом КВД влияет на работу соседних скважин (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита. Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием. Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами (рис. 7.7) Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них (реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей). Метод применяет­ся на залежах, эксплуатирующихся при дав­лениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси. Цель: определить осредненные значения гидропроводности  и пьезопроводности  в районе исследуемых скважин. Рис. 7.7. Схема проведения гидропрослушивания пластов: 1 – возмущающая скважина, 2 – реагирующая скважиная, 3 – пласт, 4 – глубинный прибор (манометр или дифманометр) 1 и 2 – коэффициенты гидропроводности призабойных зон пласта, 1 и 2– коэффициенты гидропроводности удаленных зон пласта, 3 – коэффициент гидропроводности пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами. Возможны три варианта получаемых значений коэффициента гидропроводности на участке между исследуемыми скважинами по сравнению с призабойной и удаленной зонами пласта вокруг скважин: 1) 3  2 и 1; 2) 3  2 и 1 - имеется зона неоднородности; 3) 3=0 - имеется непроницаемая граница. Разновидности метода гидропрослушивания: 1. Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины 2. Плавное изменение дебита возмущающей скважины 3. Периодическое изменение дебита возмущающей скважины. Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных пропластков в любой точке пласта и т.д. Способы обработки кривых реагирования: 1. Графоаналитические методы (способ касательной) 2. Методы характерных точек (по экстремуму кривой) 3. Методы эталонных кривых 4. Аналитические методы. Кривые реагирования (гидропрослушивания) обычно строят в координатах -t ( - изменение давления в реагирующей скважине по отношению к фоновой кривой). Если при исследовании используют U-образные ртутные манометры, то кривую строят в координатах l-t (Рис. 7.8, l- мм. ртутного столба). При обработке кривых гидропрослушивания (Рис. 7.8) способом касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению давления в реагирующей скважине рk , соответствующему времени tk, когда темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб. Начало координат по оси абс­цисс совпадает с моментом создания импульса в возмущаю­щей скважине. Коэффициент пьезопроводности пласта уста­навливают также по времени t, от считываемому от момента создания импульса до начала перегиба кривой гидропрослу­шивания . Рис. 7.8. Кривая гидропро-слушиваяия с точкой перегиба (7.52) (7.53) где Q- дебит возмущающей скважины в пластовых условиях, м3/сут; R- расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м; к – перепад давления соответствующий tк, Па ; с – масштабный коэффициент, для перевода l (мм.рт.ст) в  (Па). По методу касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, т.к. последняя может иметь такую форму при которой касательной провести нельзя. Кроме этого так обрабатываются результаты исследования для случая единичного измерения режима возмущающей скважины, т.е этот метод справедлив для условий, когда режим в возмущающей скважине в момент t=0 изменится на величину Q и поддерживался неизмененным. Если изменение дебита возмущающей скважины создается путем его последовательного снижения (остановка скважины) и увеличения (пуск в работу через некоторое время), то на забое регулирующей скважины чувствительным дифманометром можно зарегистрировать кривую, имеющую максимум (Рис.7.9.) Коэффициент пьезопроводности в этом случае можно опреде­лить по формуле (7.54) где t1 - время между первым и вторым изменением дебита; t2 = tmax - t1 Рис. 7.9. Кривая гидропрослушивания, имеющая максимум Qo - значение дебита в пластовых условиях при первом изменении; Q1 — значение дебита в пластовых усло­виях при втором изменении. При использовании метода эталонных кривых результаты исследований представляются в виде графика гидропрослушивания (рис. 7.10)). По оси ординат откладывается из­менение забойного давления реагирующих скважин, а по оси абсцисс — время в ча­сах. Время отсчитывается с момента из­менения режима работы возмущающей скважины (точка В). Изменение давления в момент времени ti соответствующее вертикальному отрезку , берется между фоном (AА1) и факти­ческой кривой в реагирующей скважине (BC). Рис. 7.10. График гидропрослушивания (изме­нение забойного давления в наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей). Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины строится в координатах , таким образом, чтобы она разместилась на бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени и для оси давления. На фактическую кривую накладывается эталонная, нанесенная на кальку (масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы), рис. 7.11. Рис. 7.11. Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании сква­жин методом гидропрослушивания. При совмещении кривых следует соблю­дать параллельность координатных осей обеих кривых. Фиксируются значения сов­падающих точек кривых эталонной и фак­тической по давлению и по времени (соот­ветственно и — для эталонной кривой и и для фактической). Параметры пласта рассчитываются из соотношений: ; (7.54) , (7.55) где — изменение дебита возмущающей скважины; R — расстояние между двумя взаимодействующими скважинами. 8. Примеры обработки результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления. Пример. 1. Обработка КВД без учета притока жидкости к забою после ее остановки. Кривая восстановления дав­ления на забое снята после остановки фон­танной скважины, эксплуатирующейся с дебитом 106 т/сут. Условный контур пита­ния Rк = 300 м. Эффективная толщина плас­та h = 17,6 м, пористость т = 0,18. Свой­ства нефти: = 2,6 мПа·с; = 11·10-10 Па-1 (11·10-5 см2/кгс); = 1,16; = 0,86; =1·10-10Па-1(1·10-5 см2/кгс). Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое приведены в таблице 8.1. Таблица 8.1 Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления Время после остановки t, с Приращение забойного давле­ния кгс/см2 Время после остановки t, с Приращение забойного давле­ния кгс/см2 120 300 600 900 1200 1500 1800 2400 — 2,080 2,477 2,778 2,954 3,078 3,176 3,255 3,380 120,30 1,50 2,06 3.55 4,50 5,11 6,17 6,70 7,00 3000 3600 4200 4800 5400 6000 7800 9600 14400 3,477 3,556 3,623 3,681 3,732 3,778 3,891 3,982 4,158 7,15 7,30 7,40 7,48 7,55 7,65 7,70 7,85 8,10 Кривая восстановления давления представлена на рис. 8.1. Рис. 8.1. Кривая восстановления давления на забое скважины (1 кгс/см2 0,1 МПа). Принимаем на прямолинейном участке кривой две точки, по которым находим угловой коэффициент: кгс/см2 Отрезок В, отсекаемый на оси про­должением ассимптоты кривой, соответст­вует значению 2,15 кгс/см2. Дебит нефти в пластовых условиях по скважине см3/с Гидропроводность и коэффициент пьезопроводности пласта ; см2/с Проверим правильность выбора прямо­линейного участка кривой: Следовательно, участок заключен в ука­занных пределах. Приведенный радиус несовершенной сква­жины см Пример. 2. Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по интегральному методу Э.Б.Чекалюка. После установившейся рабо­ты скважины с дебитом нефти Q0 = 200 т/сут на забое скважины дифференциальным глу­бинным манометром снята кривая восста­новления давления, а также кривые восста­новления давления на буфере (рбуф) и в затрубном пространстве скважины (рзат), см. табл. 8.2. Эффективная толщина пласта равна 10 м и коэффициент порис­тости — 0,2. Свойства нефти: = 810 кг/м3; = 2,2 мПа·с; = 1,38; 10,5·10-5 см3/кгс; = 1·10-5 см2/кгс. Площадь сечения столба жидкости в подъ­емных трубах Fтp = 30 см2, а в затрубном пространстве Fзат = 135 см2. Таблица 8.2 Результаты исследования скважины t, с , кгс/см2 , кгс/см2 , кгс/см2 V (t), м3 600 1200 1800 2400 3000 3600 4200 4800 5400 6000 7200 8400 9600 10800 12500 14400 9,32 12,08 13,35 14,10 14,70 15,10 15,49 15,70 15,90 16,09 16,40 16,75 16,97 17,20 17,50 17,65 6,6 7,7 8,8 9,5 10,1 10,7 11,1 11.5 12,2 12,7 13,6 14,7 15,4 16,0 16,9 17,5 2,6 3,6 4,1 4,4 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4.5 4,5 4,5 4,5 1,215 1,585 1,710 1,79 1,87 1,93 2,00 2,02 2,04 2,06 2,08 2,12 2,15 2,17 2,19 2,20 Примечание. 1 кгс/см2 0,1 МПа В последней графе табл. 8.2 приведе­ны результаты подсчета по формуле (7.22) притока в ствол скважины нефти V(t) после ее остановки. Например, для t = 600 с м3; для t = 1200 с м3 Для построения кривой восстановления давления в координатах y, x определим координаты четырех точек при четырех зна­чениях времени , например при =1800с, =3600, =6000 и =10800 с. При­мем масштаб времени п =. Тогда без­размерное время будет равным По данным табл. 8.2 составляем вспо­могательную табл. 8.3 для четырех при­нятых значений времени. Значения величин G() находятся по ве­личинам с помощью палеток (см. рис. 7.3). Для каждого из безразмерных стро­ятся кривые зависимости от G(t) (рис. 8.2). Рис. 8.2. Кривые зависимости от G() для = 300; = 600; = 1000. По этим кривым нахо­дятся значения интегралов Дюамеля в со­ответствии с формулой (7.23). Площадь заключенную между каждой из кривых и координатными осями, делят на вертикаль­ные полосы принятой постоянной ширины, а интеграл определяют как произведение сумм средних ординат для каждой из полос на ширину полосы, например: Таким же образом получают и Величины (левая часть уравнения (7.18) рассчитываются следующим образом: Величины определяются логарифмиро­ванием ti: По точкам в координатах yi, хi, проводим прямую (рис. 8.3), отсекающую на оси ординат отрезок у0 == 0,00158 и расположен­ную к оси абсцисс с уклоном Рис. 8.3. Зависимость yi от хi, построенная с учетом притока жидкости в скважину после остановки. Отсюда гидропроводность пласта , а проницаемость Пьезопроводность пласта равняется , а приведенный радиус несовершенной сква­жины см. Пример. 3. Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по дифференциальному методу Ю.Н. Борисова. Дебит нефти до остановки Q0 = 42,9 т/сут. Плотность нефти в пласто­вых условиях и на поверхности равны = 794 кг/м3 и = 860 кг/м3. Объем­ный коэффициент = 1,1. Поперечные про­ходные сечения кольцевого пространства Fк = 133 см2 и фонтанных труб Fтp = 30,1 см2. Эффективная мощность пласта h=8 м, пористость — 20%. Вязкость пластовой нефти = 4,5 мПа·с; = 9,42·10-5 см2/кгс; = 1,6·10-5 см2/кгс. Результаты гидродинамических исследований скважины приведены в табл. 8.4. В табл. 8.5 приводятся результаты об­работки данных исследования скважины, а ниже даются примеры определения про­межуточных функций. Для первой точки (t1 = 600 с): Для второй точки (t2 = 1200 с) анало­гично: и т. д. Таблица 8.4 Данные гидродинамических исследований скважины Точки t, с Давление, кгс/см2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 600 1200 1800 2400 3000 3600 4200 4800 5400 2,24 3,60 4,23 4,61 4,78 4,93 5,03 5,13 5,21 0,41 0,82 1,03 1,13 1,13 1,03 0,99 0,93 0,82 1,99 2,49 3,08 3,27 3,39 3,49 3,54 3,59 3,59 Величины , вычисляются соответ­ственно: ; и т. д. и т. д. В результате, например, кгс/см2; По данным табл. 8.5 строится кривая восстановления давления в координатах , (рис. 8.4). По прямолиней­ному участку кривой определяются В″= 1,6 кгс/см2 и i″ = 1,143 кгс/см2. Параметры пласта и скважины получают­ся равными: см2/с; см. Рис. 8.4. Кривая восстановления давления на забое скважины в координатах Таблица 8.5 Обработка результатов исследования скважины с учетом притока (дифференциальный метод) Показатели Данные по точкам в с t1 = =600 t2 = =1200 t3 = =1800 t4 = =2400 t5 = =3000 t6 = =3600 t7 = =4200 t8 = =4800 t9 = =5400 кгс . . . . . . . кгс/с . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . z . . . . . . . . . . . . , кгс/см2 . . . . . кгс/с . . . . . , кгс/с . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250,9 0,336 0,693 0,307 3,26 7,30 0,418 0,082 0,149 0,383 2,395 403,2 0,174 0,359 0,641 1,57 5,65 0,336 0,162 0,311 0,362 2,717 460,2 0,083 0,171 0,829 1,21 5,12 0,257 0,174 0,402 0,301 2,954 503,2 0,056 0,115 0,885 1,13 5,20 0,210 0,154 0,429 0,250 3,130 527,3 0,049 0,101 0,899 1,12 5,35 0,176 0,127 0,436 0,203 3,274 562,4 0,046 0,095 0,905 1,107 5,46 0,156 0,110 0,439 0,174 3,382 582,2 0,036 0,074 0,926 1,07 5,38 0,139 0,103 0,449 0,160 3,463 604,9 0,042 0,086 0,914 1,097 5,63 0,126 0,084 0,443 0,132 3,549 632,6 0,052 0,110 0,890 1,13 5,88 0,117 0,065 0,433 0,105 3,627 Примечание. 1 кгс 10 Н; 1 кгс/см20,1 МПа; 1 кгс/с10 Н/с Пример. 4. Исследование скважины способом «мгновенного подлива». Резуль­таты исследования представлены в табл. 8.6. Таблица 8.6 Результаты исследования скважин способом «мгновенного подлива» № п/п t, в мм бланка , в мм бланка , мм 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 8 13 18 25 30 39 47 109 194 34,0 25,5 21,5 18,5 17,2 16,0 14,2 12.5 11,8 11,0 23,0 14,5 10,5 7,5 6,2 5,0 3,9 1,5 0,8 0,0 0,125 0,078 0,057 0,041 0,034 0,027 0,021 0,0081 0,0043 ,097—0,903 ,892—1,108 ,756—1,244 ,613—1,387 ,632—1,468 ,432—1,568 ,322—1,678 ,909—2,091 ,633—2,367 Площадь поперечного сечения колонны исследуемой скважины F = 117 см2. Эффек­тивная толщина пласта 8,6 м. = 1,0. Объем вытесняемой прибором жидкости V= 20 715 см3. Откуда см. В мм блан­ка =184 мм. Масштабные коэффициенты Mt=11,09 с/мм; Ml = 9,6 мм/мм. По данным таблицы кривая восстановления давления строится на кальке в логарифмических координатах , и сопос­тавляется с теоретическими кривыми, при­веденными на палетке (рис. 7.6). Из сопоставления данных определяются параметры фактической кривой При потенциировании получаем: Параметр кривой п = 0,3. Параметры пласта и скважины получа­ются из расчетов: ; Д см2/кгс; см. Пример. 5. Обработка результатов исследования скважины со снятием КВД на забое при эксплуатации трещиноватых пластов. Кривая восстановления давле­ния на забое скважины, эксплуатирующей трещиноватый пласт, снята после ее оста­новки (см табл. 8.7). Дебит нефти до остановки 2599 см3/с. Эффективная толщина пласта равна 9,8 м; коэффициент пористости блоков — 0,1. Вязкость нефти в пластовых условиях 7,34 мПа·с. = 7,5·10-5 см2/кгс; = 1·10-5 см2/кгс. Таблица 8.7 Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое ( 1 кгс/см2 0,1 МПа) i t, мин , кгс/см2 i t, мин , кгс/см2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 4 8 2,11 2,60 3,31 4,05 4,98 5,59 6,62 7,30 10 11 12 13 14 15 16 17 18 16 32 64 128 256 7,99 8,76 9,67 10,51 11,60 12,80 14,19 15,79 17,52 Притоком жидкости в скважину после ее остановки пренебрегается, так как не были сняты дополнительно кривые восстановления на буфере и в затрубном пространстве. Для выбранных значений (с 6 до 14 точки) по формуле (7.46) вычисляются значе­ния и изложенным выше способом наносится сетка прямых , , Например, для = 32мин = 9,67: В координатах , (рис. 8.5) про­водятся соответствующие прямые до их пересечения. Через узлы построенной сетки проводятся кривые , (с целью разгрузки графика нанесены кривые только для четных номеров i), и одним из указан­ных выше способов подсчитываются значе­ния интегралов, входящих в выражение (7.45), а затем и самой функции при дискретных значениях t0 (табл. 8.8). Рис. 8.5. Вспомогательные зависимости (). Таблица 8.8 Значения расчетных величин при обработке кривой восстановления давления t0, с =1430 240 339 480 679 960 1358 1920 2715 3840 1670 1769 1910 2109 2390 2788 3350 4145 5270 5,481 5,827 6,174 6,520 6,867 7,214 7,560 7,907 8,253 7,421 7,478 7,555 7,654 7,779 7,933 8,117 8,330 8,570 3,963 4,635 5,338 6,066 6,823 7,619 8,468 9,389 10,252 По данным табл. 8.8 кривая восста­новления давления строится в координатах , (рис. 8.6). Поскольку пласт заведомо трещиноват, а кривая имеет вы­пуклый характер, используем начальный прямолинейный ее участок, который соот­ветствует зависимости (7.43). Рис. 8.6. Кривая восстановления давления в координатах , . Определяем величины Вн и из системы уравнений для двух точек на прямой, например: откуда Вн = -6,92: = 1,985. Выбирая два достаточно больших значе­ния t01 = 64 мин и t02 = 32, по формулам (7.47) находим При известной величине находятся зна­чения и строится кривая восста­новления давления в координатах , , рис. 8.7. При больших значениях t0 расчетные точки хорошо ложатся на прямую, соответствующую зависимости (7.44). Величина Вн определяется из системы уравнений для двух последних точек, лежа­щих на прямой откуда Вн = -20,65. Рис. 8.7. Кривая восстановления давления в координатах , . По формулам (7.48) - (7.51) опреде­ляются параметры пласта и скважины: Д; см2/с; ; Пример. 6. Обработка результатов исследования скважин методом гидропрослушивания - Способом касательной Определить способом касательной параметры  и  по результатам гидропрослушивания, представленным в табл. 8.9. Импульс создан путем пуска в эксплуатацию возмущающей скважины с постоянным дебитом Q = 122 м3/сут в пластовых условиях. Расстояние между возмущающей и реа­гирующей скважинами R=750 м. Таблица 8.9 Результаты исследования скважины Номер точки Время с момента пуска возмущаю­щей скважи­ны, мин Изменение давления в реагирующей скважине , мм. рт. ст. Номер точки Время с момента пуска возмущаю­щей скважины, мин Изменение давления в реагирующей скважине мм. рт. ст. 1 2 3 4 5 6 7 120 180 240 300 360 420 480 0,2 2,25 5,1 8,7 12.7 16,7 21.8 8 9 10 11 12 13 14 540 600 660 720 780 840 900 25,0 29,2 33,0 37,0 40,8 44,5 47,0 Кривая гидропрослу­шивания в координатах l (мм рт. ст.) - t (с) представлена на рис. 7.8. Проведем к кривой касательную из начала координат. Значения перепада давления и времени, соответствующие точке касания lк = 45,4 мм рт. ст., tк = 5,2104 с. По полученным значениям по формулам (7.52) и (7.53) определяются параметры пласта на участке между исследуемыми скважинами: • По экстремуму кривой гидропрослушивания Найти пьезопроводность пласта по результатам исследова­ний методом гидропрослушивания при следующих исходных данных: рас­стояние между забоями возмущений и реагирующей скважин R=600 м; изменение дебита возмущающей скважины производилось путем ее оста­новки и последующего пуска через одни сутки с дебитом, равным началь­ному (t1 = 1 сут = 86400 с); дебит до остановки скважины и после ее пуска Q = 88,16 м3/сут в пластовых условиях; данные наблюдений за изменением давления в реагирующей скважине при­ведены ниже (время отсчитывается с момента остановки возмущающей скважины). Таблица 8.10 Результаты исследования скважины t, с 2104 3104 4104 5104 6104 7104 8104 9104 Р, Па 264,8 931,6 1863,3 2942,0 3942,3 5197,5 6354,7 7453,0 t, с 10104 11104 12104 13104 14104 15104 16104 18104 Р, Па 8414,1 8933,9 9071,1 9022,1 8875,0 8580,8 8237,6 7580,5 Кривая гидропрослу­шивания в координатах р(t) - t представлена на рис. 7.9. По точке, соответствующей максимальному значению перепада давлени определяем значения рmax = 9071 Па и tmax = 12104 с. Находим разность t2 = tmax – t1 = 12104 — 86 400 == 33 600 с. Коэффициент пьезопроводности может быть определен по формуле (7.54) - Способом эталонных кривых Дебит возмущающей скважины, расположенной на расстоянии в 375 м от реагирующей, был изменен на =57,1 м3/сут. При совмещении фактической и эталонной кривых (рис. 7.11) совпадаю­щей оказалась точка с координатами на фактической (=180 мин, =120 мм) и на эталонной (=3,24 мин, =12 мм), откуда Параметры пласта, определенные по формулам (7.54) и (7.55) оказываются рав­ными: Д·см/(мПа·с); см3/с. 9. Технология гидродинамических исследований скважин и пластов При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки. Для спуска приборов в скважины (с избыточным давлением на устье) на фонтанной арматуре должен быть установлен лубрикатор 1 (рис. 9.1), представляющий собой полый цилиндр и имеющий в верхнем торце сальник для прохода проволоки или кабеля, мано­метр 2 и кран 4 для сообщения лубрикатора с атмосферой. К кор­пусу крепится направляющий и оттяжные ролики 3 для прохода проволоки или кабеля 5. Рис. 9.1. Оборудование фонтанной скважины для глубинных измерений. Установка с лебедкой распола-гается примерно в 25—40 м от устья. Установку ставят таким образом, чтобы вал барабана лебед­ей был перпендикулярен направлению дви-жения проволоки от скважины до середины барабана. Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора, вывинтив его предварительно из корпуса. Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора, его помещают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить прово­локу, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник. Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66. Она предназначена для спуска и подъема в скважину измерительных приборов на глубину до 6000 м (глу- бинные манометры, термометры), а также для измере­ния глубины скважин и уровня жидкости в них. Привод ее осуще­ствляется от коробки передач автомашины через карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназна­чена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки. Техническая характеристика лебедки Диаметр бочки барабана, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 Длина бочки барабана, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 Диаметр проволоки, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,6-1,8 Габаритные размеры, мм: длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1195 ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 895 высота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 892 Габаритные размеры агрегата, м: длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6,1 ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,1 высота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,8 Масса, кг: агрегата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4320 лебедки (без проволоки) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323 Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка обору­дована мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счет­чика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных ше­стерен. Мерительный аппарат позволяет определить глубину положе­ния прибора с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами. 9.1 Исследование добывающих и нагнетательных скважин при установившихся режимах работы (методом установившихся отборов) При исследовании фонтанных скважин методом установив­шихся отборов режим эксплуатации изменяют путем смены штуцера, а при исследовании компрессорных скважин —умень­шением или увеличением противодавления на устье (с по­мощью штуцера или регулировочного вентиля), либо расхода рабочего агента. Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а за­бойное давление определяют по манометру, установленному на В общем случае для исследования добывающих скважин методом установившихся отборов необходимо на нескольких установившихся режимах эксплуатации (обычно трех-четырех) измерить ее дебит, обводненность продукции, газовый фактор и забойное давление или перепад (рпл—рзаб). В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть со­кращена. Так, если при всех режимах эксплуатации забойное давление остается выше давления насыщения нефти газом, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих иссле­дований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямоли­нейной, достаточно ограничиться измерением дебита, обводненности, забойного давления и депрессии (рпл—рзаб) только на одном режиме. Исследование может быть начато с режима минимального или максимального отбора. Время установления каждого но­вого режима зависит от свойств продуктивного пласта и на каждом объекте определяется опытным путем. При прочих рав­ных условиях это время меньше при фильтрации в пласте од­нофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости. На большинстве объектов, разрабатываемых при давлениях выше давления насыщения, скважины эксплуатируются на каждом режиме исследовательского цикла от одного до пяти дней. Дебит и забойное давление измеряют в конце периода уста­новления режима. После этого скважину переводят на следую­щий режим. Забойные давления на каждом режиме опреде­ляют только в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5—1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении индикаторных диаграмм в ко­ординатах q—рзаб. При малых депрессиях (порядка 0,2— 0,3 МПа) разброс может быть настолько большим, что индика­торную диаграмму в этих координатах построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и забой­ное и пластовое давление, а диаграмму строить в координатах q—. Депрессия , определяемая на каждом режиме, имеет, как правило, меньшую относительную ошибку, чем рзаб, так как при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки рпл и рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность (рпл—рзаб)= почти не влияют. Однако при незначительных де­прессиях (до 0,3—0,4 МПа) на точность определения начи­нают оказывать влияние ошибки расшифровки бланков мано­метров. Тогда для измерений следует пользоваться диффе­ренциальными глубинными манометрами. 9.2 Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления. При исследовании фонтанных и компрессорных скважин до изменения режима их эксплуатации необходимо измерить де­бит и обводненность продукции, а также буферное и затрубное давление. Для измерения забойного давления и регистрации к. в. д. в скважину спускают глубинный манометр или дифманометр на глубину середины интервала перфорации или как можно ближе к ней и продолжают эксплуатировать скважину на уста­новившемся режиме в течение 15—20 мин, а затем закрывают задвижку на выкидной линии фонтанной скважины. На ком­прессорной скважине остановку осуществляют путем одно­временного закрытия задвижки и прекращения подачи рабо­чего агента. Время восстановления давления на забое после остановки скважины на промыслах устанавливают опытным путем (обычно несколько часов). Если это время исчисляется днями, полная к. в. д. не снимается, а проводят отдельные из­мерения глубинным манометром, спускаемым на 15—20 мин че­рез выбранные интервалы времени после остановки скважины. Глубинные дифманометры с газовым заполнением обычно используют в тех случаях, когда депрессия на забое не пре­вышает 20 % от забойного давления, а температура на задан­ной глубине (в интервале перфорации) практически не изменя­ется после остановки скважины. При установке глубинных при­боров выше интервала перфорации форма к. в. д. может быть искажена за счет изменения температуры жидкости в ствол после остановки скважины, а также за счет изменения средней плотности жидкости в процессе восстановления давления, если скважина дает обводненную нефть. Влияние этих факторов особенно сильно сказывается, если чувствительным элементом прибора является сжатый газ. При достаточно большом рас­стоянии между средней глубиной интервала перфорации и глу­биной спуска прибора и большой обводненности продукции скважины, влияние осаждения воды на забой после ее оста­новки может оказаться столь существенным, что прибор будет регистрировать падение забойного давления, в то время как оно в интервале перфорации растет. При остановке нагнетательных скважин температура воды в стволе резко повышается за счет тепла окружающих пород. Поэтому обычно при исследовании таких скважин для по­строения кривых падения давления используют данные изме­нения устьевого давления после остановки. Эти данные используют в тех случаях, когда в скважине имеются насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых максимально при­ближен к интервалу перфорации, отсутствуют пакерующие устройства или устьевое оборудование и трубы негерметичны. При закачке воды через НКТ изменение давления контролиру­ется с помощью манометра, установленного на устье затрубного пространства, а при закачке воды через затрубное про­странство—с помощью манометра, установленного на буфере скважины. Если закачка осуществляется одновременно через НКТ и затрубное пространство, то перед исследованием воду закачивают только через затрубное пространство в течение 3—5 дней, необходимых для стабилизации режима закачки. В тех случаях, когда к. в. д. регистрируется только устье­вым манометром (буферным или затрубным), то с помощью этой кривой, пользуясь гидростатической формулой, можно по­строить достаточно точную кривую восстановления забойного давления, если известно изменение плотности жидкости в сква­жине во времени после ее остановки. Это изменение связано с изменением средней температуры жидкости в стволе. На ряде объектов проводят специальные исследования по выявлению температурных поправок на плотность и составляют таблицы или графики, по которым эти поправки определяют на разные моменты времени после остановки скважины в зависимости от ее приемистости. Иногда после остановки нагнетательной скважины устьевое давление быстро снижается до атмосферного и зарегистриро­вать к. в. д. не удается. В таких случаях режим изменяют не путем остановки, а уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при которой давление на устье в течение всего периода регистрации кривой будет оставаться выше ат­мосферного. 9.3 Исследование скважин, оборудованных ШСН и ЭЦН. Изменение режима эксплуатации глубинно-насосных сква­жин можно достигнуть: 1) изменением длины хода полирован­ного штока; 2) изменением числа качаний балансира; 3) одно­временным изменением хода штока и числа качаний. Если изменить дебит скважины этими способами не удается, что возможно в случаях, когда при всех доступных комбинациях длины хода и числа качаний теоретическая подача насоса пре­вышает приток жидкости из пласта, прибегают к изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах ди­намический уровень жидкости как правило, остается у приема насоса и забойное давление может быть определено по гидро­статической формуле , где Н — глубина точки приведения; L — глубина приема насоса. По скважинам, оборудованным ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего увеличением или умень­шением устьевого противодавления путем смены штуцера или закрытием задвижки на выходе. Для регистрации к. в. д. и определения пластового давле­ния скважины останавливают. Если в затрубном пространстве имеется избыточное давление, то одновременно с регистрацией к. в. д. на забое регистрируют и кривую восстановления давле­ния в затрубном пространстве по показаниям манометра, уста­новленного на устье. В скважинах, оборудованных ЭЦН, кривые восстановления давления могут быть сняты с помощью лифтовых манометров, манометров, спускаемых на проволоке (если установлен суф­лер), и в отдельных случаях с помощью дифманометров со спе­циальными наконечниками. Однако качественные кривые мо­гут быть получены лишь в случае, когда насос установлен вблизи пласта. На практике же ЭЦН устанавливают обычно на несколько сотен метров выше пласта, что исключает воз­можность качественных исследований. В необходимых случаях в интервале между насосом и продуктивным пластом подве­шивается хвостовик из насосно-компрессорных труб, у баш­мака которого устанавливают лифтовый манометр. Чаще всего используют специальные устройства — суфлеры, устанавливае­мые выше насоса и позволяющие с помощью обычных мано­метров, спускаемых в лифтовые трубы, измерять давление в затрубном пространстве вблизи насоса. Рис.9.2. Суфлер конструкции ТатНИИ На рис. 9.2 показан суфлер конструкции ТатНИИ. Он со­стоит из муфты 11, служащей для соединения лифтовых труб и являющейся базой всего устройства; корпуса 7 с отверстиями, связанными с затрубным пространством посредством трубок 12, и клапанного устройства, состоящего из трубки 2 с отвер­стием 6, ползуна 7, пружины 8 и головки 4. Верхняя часть корпуса 1 выполнена в виде конуса и служит посадочным гнездом для наконечника 3 глубинного манометра. В нормальном со­стоянии ползун 7 отжат пружиной 8 в верхнее положение и от­верстие 6 закрыто (внутренняя полость лифтовых труб 10 с затрубным пространством не сообщается). При спуске мано­метра его наконечник 3 садится на конус корпуса 1. При этом ползун 7 под действием веса прибора отжимается вниз, отвер­стие 6 открывается, что обеспечивает связь чувствительного элемента прибора с затрубным пространством. Точность по­садки наконечника манометра обеспечивается направляющими пластинами 5, приваренными к его корпусу, а герметичность — уплотнительным устройством 9. Глубиннонасосные скважины в последние годы исследуют путем спуска глубинных приборов малого диаметра (25-30 мм) в затрубное пространство. Одна из схем оборудования устья скважины для спуска манометров показана на рис. 9.3. ◄ Рис. 9.3 Схема оборудования устья насосной скважины для спуска при­боров в затрубное пространство В эксцентричной планшайбе 3, на которой подвешена колонна 7, устанавливается корпус 11 погружного лубрикатора (кон­струкция ВНИИ). В нижней части лубрикатора предусмотрен клапан 12, который может открываться и закрываться с по­мощью тяги 6, для уплотнения которой имеется сальник 4. При нормальной работе скважины клапан 12 закрыт. Перед спуском прибора в скважину необходимо отвернуть головку лубрикатора 7 (при закрытом уравнительном вентиле 9); через сальник головки пропустить конец проволоки от лебедки и за­крепить его в головке прибора 10, а затем ввести прибор в луб­рикатор и навинтить головку 7. Чтобы открыть клапан 12, необходимо предварительно сообщить внутреннюю полость луб­рикатора с затрубным пространством путем открытия уравни­тельного вентиля 9. После этого клапан открывается с по­мощью тяги 5, спускают прибор в скважину. Газ из затрубного пространства выпускают при открытых вентилях 9 и 8. Рис. 9.4. Схема эксцентричной план-шайбы на устье скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Планшайба (рис. 9.4) создает односто­ронний увеличенный зазор между подъем­ными трубами и обсадной колонной. Реко­мендуемые размеры планшайбы приведены в табл. 9.1. Таблица 9.1 Рекомендуемые размеры планшайбы в мм Размеры Отношение диаметра обсадной колонны к диаметру насосно-компрессорных труб 168/89 168/73 146/73 DМ . . . . . d . . . . . . a . . . . . . b . . . . . . c . . . . . . H . . . . . . 107 М41,5 25 57 27 155 89,5 М41,5 25 55 27 155 89,5 М31,5 23 47 22 147 Если по техническим причинам глубинные манометры нельзя спустить в скважину, то вместо кривой восстановления давления строят кривую восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве. В этом случае вначале замеряют ди­намический уровень (2—3 раза), а после остановки насоса че­рез определенные промежутки времени (1—2 мин) определяют текущее положение уровня жидкости. Частоту измерений под­бирают опытным путем, она должна быть тем больше, чем выше скорость подъема уровня. При исследовании скважин методом установившихся отбо­ров во всех случаях, когда это технически возможно, приме­няют лифтовые или малогабаритные глубинные манометры. 9.4 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин экспресс-методами Пьезометрические скважины, предназначенные для контроля за изменением давления в отдельных точках пласта и наблюдательные, предназначенные для контроля за перемеще­нием водонефтяного контакта, как правило, не имеют эксплуа­тационного оборудования. В большинстве случаев эти сква­жины исследуются экспресс-методами, т. е. методами, проводи­мыми без эксплуатации скважин. Пьезометрические скважины часто используются в качестве реагирующих при гидропросушивании. Методом подкачки газа можно исследовать переливающие и непереливающие скважины. В зависимости от оборудования скважины газ закачивается либо непосредственно в обсадную колонну (если скважина не оборудована насосно-компрессорными трубами), либо в затрубное пространство, либо в насосно-компрессорные трубы, либо, наконец, одновременно и в трубы и в затрубное про­странство. В процессе закачки газа регистрируются измене­ние забойного и устьевого дав­ления с помощью манометров, установленных на устье, и глу­бинного дифманометра. Схема оборудования сква­жины без насосно-компрессорных труб для исследования методом подкачки газа приве­дена на рис. 9.5. Рис. 9.5. Схема оборудования устья скважины при подкачке газа: 1 и 6—манометры; 2—обсадная колонна; 3 — задвижка; 4 — вентиль; 5—лубрика­тор; 7—лебедка; 8—компрессор;. 9—ли­ния сжатого газа Метод подлива жидкости применяют толь-ко для иссле­дования непереливающих сква-жин. Этим методом одно­временно проверяют степень сообщаемости ствола пьезо­метрической скважины со вскрытым продуктивным пла­стом. Способ исследования за­ключается в следую-щем: 1) измеряют начальный статический уровень (расстояние от устьевого фланца до уровня); 2) в скважину заливают воду; 3) прослеживают изменение уровня во времени после подлива. Статический и динамический уровни измеряют с помощью хлопушек, электрокон-тактных желонок или других устройств, спускаемых на проволоке или электрическом кабеле. Момент посадки спускаемого устройства на уровень определяют по звуку в случае спуска хлопушек или звонковых устройств; по показанию вольтметра или с помощью сигнальной лампочки в случае применения электроконтактных устройств; по ослаб­лению натяжения проволоки при спуске желонок, поплавков, грузов и т. п. Глубина уровня в момент посадки на него спус­каемого устройства фиксируется по счетчику глубины или по специальным меткам-наплавкам на проволоке либо путем изме­рения рулеткой расстояния от нижнего торца спускаемого уст­ройства до метки, на проволоке (против обреза устьевого фланца). Количество заливаемой воды определяют из условия, чтобы при отсутствии сообщаемости уровень в скважине под­нялся на несколько метров. Эта предполагаемая высота подъ­ема должна быть заранее рассчитана. При исследовании непереливающих скважин экспресс-мето­дами быстрое повышение уровня осуществляется не путем под­лива, а погружением под уровень специальных вытесняющих баллонов (способ мгновенного подлива). Технологические операции при исследовании таким способом проводят в следую­щей последовательности: 1) измеряют начальный статический уровень, 2) под уровень погружают вытесняющие баллоны вме­сте с регистрирующим прибором (например, дифманометром «Онега-1», 3) баллоны и прибор выдерживают в скважине 1—3 часа для регистрации кривой падения уровня (время для разных объектов устанавливают опытным путем). Если скважина не имеет связи с вскрываемым пластом, то для восстановления сообщаемости она временно эксплуатиру­ется компрессорным способом (от нескольких часов до несколь­ких дней). За это время призабойная зона очищается от меха­нических примесей и ржавчины. После проведения таких работ вновь проверяют сообщаемость ствола с пластом и в зависимо­сти от результатов составляют заключение о пригодности или непригодности скважины для наблюдений. 10. Глубинные автономные манометры Так как условия, при которых проводятся измерения параметров в скважинах, существенно отличаются от условий работы измери­тельных приборов общепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений следует рассматривать как отдельную группу средств измерительной техники. Наиболее существенными являются следующие особенности ра­боты глубинных приборов. 1. Измерения проводятся на значительном удалении от места наблюдения за показаниями приборов: глубина спуска прибора в скважину достигает 7000 м. 2. Прибор (снаряд) эксплуатируется в измеряемой, среде и под­вергается действию окружающего давления, температуры и корро­зионных жидкостей. В связи с увеличением глубин бурения, а также с необходимостью контроля различных процессов по интенсифика­ции добычи нефти и газа, давление окружающей среды может дости­гать 1000—1500 кгс/см2, а температура до 300—400° С. 3. Прибор спускается на проволоке или кабеле в затрубное пространство или в трубы диаметром 37—63 мм. 4. При спуске прибора в скважину через трубы на него действует выталкивающая сила тем большая, чем выше скорость встречного потока жидкости или газа и меньше проходное сечение между вну­тренней стенкой трубы и корпусом прибора. В отдельных случаях спуск глубинного прибора в действующие скважины представляет сложную техническую задачу. 5. Во время спуска и подъема прибор подвергается ударам, а во время работы, например, в скважине, оборудованной установ­ками погружных электронасосов, и действию вибрационных на­грузок. 6. Время пребывания прибора в месте измерения в зависимости от вида проводимых исследований и способа эксплуатации скважин составляет от нескольких часов до нескольких месяцев. 7. Среда, в которой находится прибор, как правило, представ­ляет собою многофазную жидкость, содержащую нефть, газ, воду и механические включения (песок, шлам и т. д.) с различными физико-химическими свойствами (плотность, вязкость, наличие солей и т. д.). В соответствии с указанными выше особыми условиями работы к конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований. Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа и необходимости спуска в геометрически ограниченное про­странство наружный диаметр корпуса приборов в основном не дол­жен превышать 32—36 мм, а при спуске через 37-мм трубы или в затрубное пространство — 20—25 мм. Длина его также ограни­чена: обычно не превышает 2000 мм, так как увеличение ее сверх этого предела значительно осложняет операции, связанные с под­готовкой прибора к спуску в фонтанные скважины. Кроме того, должна быть обеспечена полная герметичность вну­тренней полости прибора от внешнего давления. Особые требования предъявляются также к устройствам, расположенным в глубинном приборе и эксплуатируемым в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций. По способу получения измерительной информации глубинные приборы делятся на: а) автономные, результаты измерения которых можно получить только после извлечения их из скважины; б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной информации по кабелю. Класс точности приборов обозначается числом, совпадающим со значением допускаемой погрешности. Например: Манометр имеет класс точности 0,5 это значит, что его допускаемая погрешность равна 0,5% от предела измерения. Т.е. если манометр имеет предел измерения 30 МПа, то погрешность прибора не должна превышать  0,15 МПа. Для регистрации изменения давления и температуры в процессе исследования скважин глубинные манометры и термометры снабжаются специальными часовыми приводами. Краткая техническая характеристика часовых приводов, применяемых в автономных приборах, приведены в табл. 10.1. Таблица 10.1 Основные характеристики часовых приводов Показатель МПЧ-0,125 МПЧ-0,25 МПЧ-0,5 МПЧ-1 МПЧ-2 Продолжительность хода от одной заводки, ч 2 4 8 16 32 Продолжительность одного оборота вала, ч (мин) 0,125(7,5) 0,25(15) 0,5(30) 1(60) 2(120) Момент на валу, Нсм 2,0 2,0 2,0 2,5 2,5 Диапазон рабочей темпера-туры, С От –10 до + 160С Габариты, мм 22232 Рис. 10.1 Часовой привод Часовые приводы состоят из пружинного двигателя, редук­тора и регулятора хода (рис. 10.1). Двигатель имеет заводные спиральные пружины 2, соз­дающие крутящий момент на выходном валу 1. Этот момент расходуется на перемещение диаграммного бланка и на поддержание коле­баний регулятора хода с целью обеспечения равномерности вращения выходного вала. Мо­мент от двигателя к регулятору хода переда­ется через понижающий редуктор с храпови­ком 3. Для преобразования вращательного движения выходного вала редуктора в коле­бания баланса 5 служат анкерная вилка 7 и колесо хода 4. Период колебаний баланса (время одного колебания) регулируется спи­ральной пружиной—волоском 6. Частота вра­щения выходного вала часового привода зави­сит от передаточного отношения редуктора и периода колебаний баланса, а точность хода (постоянство скорости)—от стабильности пе­риода колебаний. Механизм часовых приво­дов помещен в корпус 8 (металлическую трубу с отверстиями для осмотра и проверки взаимодействия деталей), на который надева­ется защитный кожух 9, предохраняющий механизм от загрязнения. Разработаны также механизмы часовых приводов с продолжительностью хода от одной заводки 64, 128 и 256 ч. Их краткое обозначение обозначение соответственно: МПЧ4; МПЧ8 и МПЧ16. Длина часовых приводов составляет 830 мм при диаметре корпуса 22 мм. Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры и дифманометры, широко используемые для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей, по принципу действия подразделяются на: а) геликсные; б) пружинно-поршневые; в) компенсационные. 10.1 Геликсные манометры: Выпускаемые промышленностью автономные (самопишу­щие) скважинные манометры широко используют для иссле­дования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов. Манометр типа МГН-2 с многовитковой трубчатой пру­жиной, принципиальная схема которого приведена на рис. 10.2, а, предназначен для измерения давления в добывающих скважинах. Рис. 10.2 Схема глубинного геликсного манометра типа МГН-2 (МГИ-1М) Рис. 10.3. Геликсный манометр типа МГТ-1 Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннюю полость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8. Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко кре­пится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению. Для получения непрерывной записи давления каретка сое­диняется с гайкой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3 при вращении ходового винта 4. Равномер­ное вращение винта осуществляется с помощью часового при­вода 1. Манометр МГИ-1М предназначен для работы в трубных испытателях пластов. Регистрация изменения давления начи­нается только после того, как испытательный инструмент спущен на заданную глубину. Для включения часового привода применяется гидровключатель (рис. 10.2, б), состоящий из сильфона 1, уплотненного поршня 2 и подпружиненного штока 4 с нанесенными на нем делениями. Изменение начального на­тяга пружины 3 производится с помощью гайки 5. Перед спуском приборов в скважину баланс 10 часового привода 11 тормозится пластинчатой пружиной 9, закреплен­ной на подпружиненной втулке 8, которая, в свою очередь, удерживается защелкой 7. После спуска прибора на заданную глубину усилие предварительного натяга пружины 3 и усилие, действующее на уплотненный поршень 2, в результате воздей­ствия давления в скважине уравновешиваются. Во время даль­нейшего спуска прибора поршень начинает перемещаться и тол­катель 6 утапливает защелку 7. При этом втулка 8 перемеща­ется вверх и пружина 9 освобождает баланс часового привода. Использование регулируемых гидровключателей обеспечивает регистрацию изменения давления по всей длине бланка в боль­шом масштабе времени за счет выключения часового привода в период сборки испытателя пластов и спуска его на забой. Для получения полной картины изменения давления в про­цессе испытания пластов применяют манометр МГИ-3, ходо­вой винт которого имеет два шага: мелкий вначале и более крупный на основной длине. Поэтому при спуске прибора из­менение давления записывается на небольшом участке бланка, а кривые притока и восстановления давления регистрируются в большом масштабе по времени на основном участке диаг­раммного бланка. Глубинный геликсный манометр МГТ-1 (рис.10.3) предназначен для контроля давления на забое скважин, в ко­торые закачивается горячая вода или нагнетается влажный пар при температуре до 350 °С. Измеряемое давление передается в полость геликсной пру­жины 2 через сетчатый фильтр 1. Регистрация показаний осуществляется пером 3 на бланке, вставленном в барабан 4, который соединен с рейкой 5. Положение барабана относи­тельно пера фиксируется защелкой 6 и подпружиненной собач­кой 9. При резком торможении или рывке прибора за проволоку грузы 8 перемещаются по инерции вниз и отводят со­бачку, освобождая рейку 5, которая вместе с барабаном под действием собственного веса перемещается также вниз на один шаг. Дальнейшему перемещению рейки препятствует собачка 9, под действием пружины 7 возвращающаяся в исходное поло­жение. При этом на бланке регистрируется давление, измерен­ное в момент рывка прибора. Всего в течение работы прибора можно зафиксировать 10—15 значений давления в произвольно выбранные моменты времени. Регистрирующее устройство по­лучило название инерционного отметчика времени. Характери­стика геликсных манометров приведена в табл. 10.2 Таблица 10.2 Основные характеристики геликсных манометров Показатель МГН-2 МГИ-1М МГИ-3 МГТ.1 Верхний предел измерения давления, МПа Рабочая температура, °С Класс точности Длина записи давления, мм Длина записи времени, мм Габариты, мм: длина диаметр Масса, кг 10; 16; 25; 100 100 0,6; 1,0 50 120 1700-1900 32-36 10 40; 60; 80 100 0,6—1,0 50 120 2000-2300 36 12 16; 25; 40; 60; 80; 100 160 0,25 90 190 1900 56 16,5 25 400 2,0 50 — 1700 32 8,0 На базе глубинных геликсных манометров типа МГН-2 и МГИ-1М разработан ряд унифицированных скважинных манометров типа МСУ с пределами измерения давления, рав­ными 100—200 МПа, работоспособными при температуре до 250—400 °С. Характери­стика унифицированных геликсных манометров приведена в табл. 10.3. Таблица 10.3 Основные характеристики унифицированных геликсных манометров Показатель МСУ-1; МСУ-К-1 МСУ-2; МСУ-К-2 МСУ-3 Верхний предел измерения давления, МПа 10; 16; 25; 40; 60; 80; 100; 140; 160; 200 25 Класс точности: 0,25 0,25 — по прямому ходу с учетом прямого и обратного хода 0,6; 1; 1,5 0,6; 1; 1,5 2 Наибольшая рабочая температура, °С 100; 160; 250 400 Габариты, мм: длина 1770—1945 1815—1990 1700 диаметр 32; 36 32; 36 36 Масса, кг (не более) 11,5 11,7 10,7 Примечания. 1. Манометры МСУ-1 и МСУ-К-1 предназначены для спуска в эксплуатационные скважины. 2. Манометры МСУ-2 и МСУ-К-2 с гидровключателем предназначены для установки в трубных испытателях пластов. 3. Манометры МСУ-3 с инерционным отметчиком времени предназначены для исследования паронагнетательных скважин. Манометры в антикоррозионном исполнении МСУ-К приме­няют для измерения давления в агрессивных средах, содержа­щих до 25 % сероводорода и углекислого газа. Длина записи давления у всех типов манометров составляет 50±5 мм, длина записи времени—120 мм. 10.2 Пружинно-поршневые манометры Пружинно-поршневой манометр МПМ-4 пред­назначен для исследования скважин, оборудованных насосами, через затрубное пространство. Действие его основано на уравно-вешивании измеряемого давления силой натяжения винтовой цилиндрической пружины. Рис. 10.4 Схемы манометров с вращающимся поршнем Под влиянием скважинного давления р поршень 6 (рис. 10.4, а), уплот­ненный резиновым кольцом 7, деформирует винтовую цилиндрическую пружину 5 и перемеща­ется на ход, пропорциональный изме­ренному давлению. Перемещение поршня регистрируется пишущим пером 8 на бланке, вставленном в ба­рабан 9. Внутренняя полость маноблока, где размещена винтовая пружина, заполнена жидкостью и пре­дохраняется от загрязнения раздели­телем 4. В конце хода поршень са­дится на упор во избежание поломки пружины при дальнейшем повышении давления. Для уменьшения трения в уплот­нении поршня ему придается враща­тельное движение. В манометре МПМ-4 поршень жестко соединен с пишущим пером, а бланк установ­лен в неподвижном барабане. Вра­щение осуществляется с помощью электродвигателя 2, питаемого от ба­тареи сухих элементов 1. Пишущее перо во время движения поршня чертит на диаграммном бланке вин­товую линию. Для получения четкой картины изменения давления частота враще­ния поршня уменьшается с помощью понижающего редуктора 3. Такое же медленное вращение поршня можно обеспечить, если вместо электродвигателя с ре­дуктором применить усиленный часовой привод. Однако при сравнительно небольшой частоте вращения поршня (0,1 об/мин) появляется так называемая динамическая погрешность, т. е. ошибка в процессе измерения. Поэтому мано­метр МПМ-4 целесообразно использовать для регистрации мед­ленно меняющегося давления или поинтервального измерения установившихся давлений в скважине. Техническая характери­стика манометра МПМ-4 приведена ниже. Верхний предел измерения давления, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Основная приведенная погрешность, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,6 Длина записи давления, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .110 Рабочая температура, °С . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Габариты, мм: длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1460 диаметр . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 Масса, кг . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4,0 Прецизионный пружинно-поршневой мано­метр МГН-1 (рис. 10.4, б) используют для определения дав­ления при быстро протекающих процессах. В этом приборе поршень вращается с частотой 10 об/мин, а пишущее перо, соединенное с поршнем посредством шарнира 12, перемещается поступательно. Поэтому измеренное давле­ние регистрируется на бланке, вращаемом с помощью часового привода 13. Давление воздействует на полость манометра через лабиринтное уплотнение 10, внутри которого смонтирован уп­лотненный с двух сторон промежуточный вал 11, служащий для разгрузки электродвигателя от действия осевых сил. Техническая характеристика манометра МГН-1 приведена ниже. Верхний предел измерения давления, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . 4; 6; 10; 16; 25; 30 Основная приведенная погрешность, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,1—0,25 Длина записи давления, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .От +10 до +100 Рабочая температура, °С . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10010 Габариты, мм: длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1800 диаметр . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Масса, кг . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7,5 Примечание. Нижний предел измерения не должен превышать 10 % от верхнего. 10.3 Компенсационные манометры и дифманометры. Автономные компенсационные манометры типа «Байкал-1» предназначены для измерения и регистра­ции небольших (до 2,5 МПа) давлений в сква­жинах. Действие манометра основано на уравновешивании измеряе­мого давления натяжением винтовой цилиндрической пружины. В отличие от пружинно-поршневых манометров прямого дей­ствия (МПМ-4) трение в записывающем устройстве этого при­бора не влияет на его погрешность и чувствительность, так как деформация чувствительного элемента служит только для замыкания электрической цепи питания электродвигателя, ко­торый перемещает пишущее перо на ход, пропорциональный измеренному давлению. Конструктивно манометр «Байкал-1» (рис. 10.5) состоит из преобразователя давления I, регистрирующего устройства II и блока питания III. В качестве чувствительного элемента использованы сильфоны 16 и 18 разного диаметра, имеющие общее дно 17, кото­рое жестко соединено штоком 15 с винтовой цилиндрической пружиной 13. Второй конец пружины навинчен на якорь 12, вы­полненный в виде гайки, поступательно перемещающейся по ходовому винту 11, вращаемому с помощью электродвигателя постоянного тока 6. Вал электродвигателя одним концом сое­динен через понижающий редуктор с промежуточным винтом 9 и далее с основным винтом 11, а вторым концом также через понижающий редуктор — с винтом 5 регистрирующего устрой­ства. Рис. 10.5 Компенсационный манометр «Байкал-1» Рис. 10.6. Преобразователь давления дифманометра «Онега-1» Измеряемое давление через разделитель 19 воздействует на кольцевую площадь сильфона большего диаметра 18, в ре­зультате чего он деформируется и перемещает шток 16 с за­крепленным на нем плечом пружинного контакта 14. При этом подвижной контакт замыкает электрическую цепь питания электродвигателя, вал которого приводит во вращение ходо­вые винты преобразователя давления и регистрирующего уст­ройства. При вращении винта 11 гайка 12 деформирует пру­жину 13 до тех пор, пока ее натяжение не станет равным усилию, действу-ющему на сильфон 18. При равенстве усилий подвижной контакт вернется в нейтральное положение и ра­зомкнет цепь питания электродвигателя. Частота вращения вала электродвига-теля, а следовательно, и деформация пру­жины будут пропорциональны измеренному давлению. Одновременно пишущее перо 4 переместится по ходовому винту 5 на расстояние, также пропорциональное частоте вра­щения вала, а следовательно, измеренному давлению. Таким образом, на бланке, вставленном в барабан 3 часового при­вода 2, будет прочерчена линия, длина которой характеризует измеренное давление. С понижением давления подвижной кон­такт отклонится в другую сторону и вновь замкнет цепь элек­тродвигателя, вал которого начнет вращаться в обратную сто­рону до тех пор, пока усилие, действующее на сильфон, не уравновесится натяжением пружины. В этот момент подвиж­ной контакт снова переместится в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя. Для предотвращения прибора от поломки при повышении давления служат микровыключатели 7, которые прерывают цепь питания электродвигателя в крайних положениях пол­зуна 8, перемещающегося по промежуточному винту 9. Элек­трическое питание двигателя осуществляется с помощью элементов 1, установленных в блоке питания I, а реверс дви­гателя - с помощью электронного переключателя 10, смонти­рованного в блоке электродвигателя. Компенсационный скважинный дифманометр «Онега-1» предназначен для измерения и регистрации давления при исследовании скважин методами гидропрослу­шивания и восстановления давления. Конструктивно прибор отличается от манометра «Байкал-1» наличием узла клапана, служащего для предотвращения по­ломки сильфонов при заполнении его сжатым газом. Преобра­зователь давления (рис. 10.6) через иглу 4 предварительно за­полняется сжатым газом под давлением, примерно равным за­бойному давлению в скважине. Под действием этого давления сильфон 5 с клапаном 6 закрывает входное отверстие 7, отсе­кая жидкость, заполняющую камеры 8 и 9. Давление сжатого газа через сильфоны 3 передается находящейся в замкнутом объеме несжимаемой жидкости, что предохраняет эти силь­фоны от разрушения. Ходовой винт 2 уплотнен сальником 1. При спуске прибора в скважину клапан 6 открывается, когда забойное давление станет несколько большим давления сжатого газа. После открытия клапана прибор начинает ре­гистрировать изменение забойного давления (разность между давлениями в скважине и давлением сжатого газа). При подъ­еме прибора клапан 6 закрывается и сжатый газ остается в по­лости преобразователя. В таблице 10.4 приведена характеристика манометров «Бай­кал-1» и «Онега-1».Пределы измерения давления дифманометром «Онега-1» определяются только жесткостью винтовой цилиндрической пружины. Они не зависят от давления сжатого газа. Поэтому с его помощью можно проводить гидропрослушивание скважин, когда максимальные приращения забойного давления со­ставляют порядка 0,5—2 % от начального значения. Таблица 10.4 Характеристика манометров «Бай­кал-1» и «Онега-1» Показатель «Байкал-1» <0нега-1» Верхний предел измерения давления, МПа 0,4; 1,0; 1,6; 2,5 0,4; 1,0; 1,6; 2,5 Максимальное статическое давление, МПа 2,5 25 Погрешность, % от верхнего предела измерения 0,6; 1,0 1,0 Порог чувствительности, МПа 0,001—0,002 0,001—0,002 Наибольшая рабочая температура, °С 100 100 Длина записи давления, мм 125 125 Габариты, мм: длина 1900 2300 диаметр 36 36 Масса, кг 8,0 10,0 Примечaние. Погрешность приборов по прямому ходу (при монотонном изменении давления) не превышает 0,25 %. Продолжительность работы компенсационных приборов не зависит практически от времени их пребывания в скважине, так как в период, когда давление не изменяется, питание элек­тродвигателя автоматически отключается. 11. Приборы для измерения расхода жидкости и газа. При разработке многопластовых объектов возникает необ­ходимость их послойного изучения, связанная с количественной оценкой притока жидкости по каждому пропластку или прие­мистости пропластков нагнетательных скважин. Для этой цели применяют дистанционные приборы, с помощью которых полу­чают информацию о значениях дебитов (расходов) жидкости (газа) в разных точках по толщине продуктивного пласта. С помощью скважинных расходомеров можно также получить более точную кривую дополнительного притока жидкости в скважину после ее остановки, чем кривую, построенную по показаниям устьевых и глубинных манометров. Приборы для измерения расходов жидкости и газа в сква­жинах условно подразделены на расходомеры, предназначен­ные для измерения расходов воды и влажного пара, нагнетае­мых в скважину, и дебитомеры, служащие для определения дебитов нефти и газа. Измерения расходов жидкости в скважинах имеют свои осо­бенности, обусловленные прежде всего тем, что они проводятся в трубопроводах, образуемых открытым стволом скважины или эксплуатационной колонной, площадь поперечного сечения которых в месте замера обычно неизвестна. Поэтому при опре­делении только скорости потока жидкости или газа нельзя точно измерить расход, равный произведению скорости на пло­щадь поперечного сечения трубопровода. Кроме того, глубин­ный снаряд может занимать различные положения по сечению трубопровода и в зависимости от этого показания даже на одной и той же глубине будут неодинаковыми. В связи с этим глубинные расходомеры (дебитомеры), как правило, снабжены специальными пакерами, предназначенными для направления всего измеряемого потока через калиброван­ное сечение прибора и центровки положения глубинного сна­ряда в стволе скважины. Пакер раскрывается в скважинес помощью силового привода, управляемого с поверхности. В ка­честве пакеров применяют резиновые оболочки, раскрываемые гидравли-чески с помощью насосов, и металлические пластины, раскрываемые с помощью микроэлектродвигателей. Чувствительным элементом большинства глубинных прибо­ров служит турбинка. На практике широко применяют глубин­ные турбинные дебитомеры с металлическим пружинным па­кером. Для контроля расходов воды в нагнетательных скважинах часто используют беспакерные расходомеры с центратором, а также расходомеры с бесприводным пружинным пакером. Расходомеры с резиновым (абсолютным) пакером применяют довольно редко. 11.1 Дебитомеры с управляемым пакером Дистанционные дебитомеры РГД-2М, РГД-36, Кобра-Р36 и ДГД в основном применяют для исследования добывающих скважин: фонтанных и насосных. Дебитомер РГД-2М состоит из турбинного датчика рас­хода и пакерующего устройства с приводом от электродвига­теля (рис. 11.1). Поток жидкости направляется пакером в корпус датчика расхода и вращает турбинку 8, на оси которой укреплен магнит 7, взаимодействующий с магнитоуправляемым контактом 6, размещенным в герметичной камере. При вращении турбинки контакт размыкает и замыкает электрическую цепь питания с ча­стотой, пропорциональной скорости ее вращения, и следова­тельно, объемному расходу жидкости. Пакер расходомера раскрывается с помощью блока управ­ления 1 и электродвигателя постоянного тока 2. Каркас пакера изготовлен из пружинящих лент, обтянутых оболочкой из ткани или пленки. В закрытом состоянии оболочка пакера находится под трубой 9, перекрывающей входные отверстия. При вклю­чении двигателя через редуктор 3 уплотненный вал вращает ходовые винты 4 и 5. Труба 9 перемещается вверх и снима­ется с пакера фонарного типа, состоящего из пружинных лент 11 и манжеты 13, выполненной в виде полого усеченного ко­нуса с диафрагмой 12. При дальнейшем движении труба через крестовину 15 и тягу 10 поднимает втулку 14, к которой кре­пятся пластины каркаса. Во время сжатия пластин пакер перекрывает кольцевую площадь и прижимает оболочку к об­садной трубе. Жидкость через входные окна поступает в ка­либрованный канал, где установлена турбинка, и через отвер­стия выходит из прибора. После проведения измерений пакер закрывается. Реверс двигателя обеспечивается за счет изме­нения полярности напряжения. Дебитомер «Кобра-Р36». Пакер в нем выполнен в виде полого цилиндрического пакета, состоящего из тонких плоских пружин, которые при сжатии перекрывают кольцевой зазор. Отличительной особенностью таких дебитомеров является то, что входные и выходные отверстия открываются только в про­цессе измерения. Это позволяет увеличить ресурс работы турбинки и предохраняет ее от засорения при спуско-подъемных операциях. Рис. 11.1. Глубинный дебитомер РГД-2М Рис. 11.2. Глубинный дебитомер ДГД-8 Дебитомеры типа ДГД предназначены для исследова­ния фонтанных скважин, оборудованных лифтом малого диа­метра или остеклованными трубами. Дебитомер ДГД-8 с диа­метром корпуса глубинного прибора 26 мм спускают в затрубное пространство глубинно-насосных скважин. Датчик расхода этого прибора (рис. 11.2) состоит из турбинки 7 с постоянным магнитом 6 и магнитоуправляемого контакта 5. Пакер 9 пред­ставляет собой оболочку, обтягивающую пружинные ленты, расположенные по диаметру прибора. Для увеличения верх­него предела измерения в оболочке могут быть сделаны от­верстия. Открывается пакер с помощью электродвигателя 7, кото­рый через редуктор 2 вращает ходовой винт 3 и перемещает поступательно уплотненный шток 4 с размещенным на нем преобразователем. При этом тяга 8, соединенная с ползуном 10, сжимает пружины пакера, который принимает сферическую форму и перекрывает кольцевой зазор. Для включения и от­ключения электродвигателя предназначены концевые микро­выключатели 11. Характеристика дебитомеров указанных ти­пов приведена в табл. 11.1. Таблица 11.1 Характеристика дебитомеров с управляемым пакером Показатель РГД-2М РГТ-1 Кобра-Р36 ДГД-6 ДГД-6Б ДГД-8 Предел измере­ния дебита, м3/сут Погрешность из­мерения, % Рабочее давление, МПа Рабочая темпера­тура, °С Диаметр корпуса,мм Длина, мм 5-200 5 — 70 42 1800 5-200 5 35 100 42 1630 5-200 5 — 70 36 1600 5-200 10 — 100 30 1500 5-200 5 20 80 30 1550 3,6-36 5 — 80 26 1360 11.2 Комплексные приборы Для получения наиболее достоверных результатов исследо­вания скважин необходимо контролировать не только характер изменения давления, температуры и расхода жидкости, но и со­держание в ней воды и газа, вязкость, плотность и другие па­раметры. В последние годы при исследованиях скважин стали приме­нять глубинные комплексные приборы, предназначенные для определения в процессе исследования нескольких физических величин: давления, температуры, расхода и содержания нефти, воды и газа в потоке. Для определения фазовых соотношений потока используют конденсаторы. Емкость плоского или цилиндрического конден­сатора зависит от его геометрических размеров и диэлектриче­ской проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоян­ных размерах вызывает соответствующее изменение емкости конденсатора, что позволяет определить процентное отношение, например, воды и нефти по известным диэлектрическим посто­янным отдельно воды и нефти. Глубинные влагомеры обычно применяют в сочетании с дебитомерами. При исследованиях скважин с помощью таких комплексных приборов получают ценную информацию о местах притока жидкости и ее обводненности по отдельным пластам и пропласткам. Комплексные приборы ВРГД-36 и Кобра-36РВ со­держат преобразователи расхода и влажности, а также пакети­рующее устройство. Преобразователь влагомера, в полости ко­торого смонтирован магнитный прерыватель датчика расхода, выполнен в виде цилиндрического конденсатора. Емкость конденсатора зависит от его геометрических разме­ров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах конденсатора вызывает изме­нение его емкости, что позволяет определять фазовое соотноше­ние в потоке воды и нефти по известным диэлектрическим по­стоянным отдельно воды и нефти. Нижний конец преобразователя влагомера используется в качестве верхней опоры оси турбинки, на которой укреплены магниты, взаимодействующие с магнитным прерывателем тока. Последовательное расположение турбинки и проточного кон­денсатора способствует образованию части конденсата мелко­дисперсной смеси, проходящей за счет турбулизирующего эф­фекта вращения турбинки. Эти приборы снабжены пакером с электромеханическим приводом, конструкция которого унифицирована с пакерующим устройством расходомера РГД-2М или Кобра-36РВ. Выходной сигнал, передаваемый на поверх­ность по одножильному кабелю, несет двойную информацию: о со­держании воды в нефти и час­тоте вращения турбинки. Частотный сигнал, модулиро­ванный по амплитуде, по кабелю поступает на вход наземного блока, где происходит его уси­ление и разделение на два ка­нала. В первом канале происхо­дит выделение несущей частоты, характеризующей влажность по­тока жидкости, во втором — мо­дулирующей частоты, характери­зующей частоту вращения тур­бинки. Рис. 11.3. Комплексный прибор «По­ток-5» Комплексный прибор «Поток-5» предназначен для из­мерения четырех величин: давле­ния, температуры, расхода и влажности жидкости. Этот при­бор (рис. 11.3), опускаемый в сква­жину на одножильном кабеле 1, состоит из преобразователей ука­занных величин и пакера с элек­тромеханическим приводом. Ло­катор сплош-ности, в который входят трансформаторы 2, вклю­ченные совместно, и электронный блок, обеспечивает точную при­вязку данных к разрезу сква­жины. Датчик давления состоит из геликсной пружины 8 и индук­тивного преобразователя. Сво­бодный конец геликса соединен с ферритовым полукольцом, вхо­дящим в катушку 4. С повыше-нием или понижением давления в скважине ферри-товый сердечник перемещается внутри ка­тушки, изменяя ее индуктивность. В качестве преобразо-вателей температуры использованы полупроводни-ковые элементы 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающей среды, преобразуется в частоту. Расход измеряют с помощью датчика с заторможенной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает закручивание струн на определенный угол, что приводит к перемещению ферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Содержание воды в нефти опреде-ляется с помощью емкостного датчика 10. Катушки индуктивности датчиков давления и расхода вхо­дят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индукти-вности изменяется частота выходного сигнала. Преобразование индуктивности в частоту происхо-дит в электронных блоках 5 и 7. Датчики подклю-чаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через 10-12 с. При подключении по вызову время измерения неограниченно. В автоматическом режиме ра­боты время измерения составляет 2-3 с. Пакерующее устрой­ство состоит из пакера, образованного металлическими пласти­нами 12, пары винт—гайка 15 и электродвигателя 17. Пла­стины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, переме­щающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 со­единен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сиг­налу с поверхности гайка вначале совершает движение по вин­товой линии, перемещаясь по пазу со скосом. Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступа­тельно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При дви­жении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закреплен­ные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к обра­зующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке. Диаметр корпуса при­бора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Предел измерения давления 25 МПа, погрешность ±1,5%. Диапазоны измеряе­мых расходов мо­гут быть 1—60 или 2—150 т/сут. Предел измерения темпера­туры -100 °С с погрешностью ±1,5%. Масса глубинного при­бора не более 15 кг. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Балакирев Ю.А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Азернешр. 1965. - 200 с. 2. Баренблатт Г.И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. Изв. АН СССР. 1954. №9. С. 35-49. 3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. -88 с. 4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. - Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211с. 5. Басниев К.С., Цибульский П.Г. Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980. № 4. С. 55-60. 6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 416 с. 7. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин. - Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 44-47. 8. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1990. – 427 с. 9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964, -272 с. 10. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. -246 с. 11. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с. 12. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследования нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 344 с. 13. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. - М.: Недра, 1981. - 213с. 14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 310с. 15. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов.- М.: Недра, 1974. - 224 С. 16. Капцанов Б.С., Кульчицкий Л.Г., Симонова Г.М. Исследование точности определения фильтрационных и геометрических параметров пласта по кривым восстановления давления в скважинах //Азерб. нефт. хоз-во. 1986. № 8. С. 14-17. 17. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200с. 18. Кульгина Н.М., Кульгин В.Т., Гриценко И.В. Методика обработки кривых восстановления давления в разведочных скважинах //Газовая пром-ть. 1975. С30- ЗЗ. 19. Кундин А.С. Влияние продолжающегося притока в скважину на точность определения параметров пласта //Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. № 3. С. 41-44. 20. Ли Юн-шан. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки //Изв. вузов. Нефть и газ. 1960. № 3. С. 63-69. 21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористых средах. - М.: Гостоптехиздат. 1949. - 627 с. 22. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, Миннефтегазпром, ВНИИ, М., 1991. - 540 с. 23. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД-39-0147035-234-88, Миннефтегазпром, ВНИИ, 1989. -115с. 24. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Наука. 1972.- 184 с. 25. Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972. 26. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. - М.: Недра, 1980. - 224 с. 27. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др., Под ред. Ш.К. Гимтудинова.- М.: Недра. 1988. – 302с. 28. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974. -704 с. 29. Сушилин В.А. Методы и техника глубинных исследований в скважинах. М.: Недра, 1964. 30. Телков А.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границ пласта. //Подземная гидродинамика. М.: Недра, 1961 С. 131-142 (Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. Вып. 33). 31. Технология и техника добычи нефти. Учеб. для вузов /А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И.Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде.- М.: Недра, 1986. 32. Требин Ф.А., Щербаков Г.В., Яковлев В.П. Гидромеханические методы исследования скважине и пластов. М.: Недра, 1965. - 275с. 33. Хазин О.Н., Кундин А.С. Обработка кривых восстановления давления методом В.Н.Щелкачева. //Нефт. хоз-во. 1973. № 7. С. 7-9. 34. Хейн А.Л. Теоретические основы и методика определения параметров пластов по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости и газа. //Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождении Тр. ВНИИГАЗ. М.-Л.: Гостоптехиздат. 1952. С. 80-145. 35. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб для техникумов/ А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. – М.: Недра,1989 –480 с. 36. Чарный И.А. Определение некоторых параметров при помощи кривых восстановления забойного давления//Нефт. хоз-во. 1955. №З. С 40-48. 37. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963.-369 с. 38. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госуд. изд-во технич. литературы УССР, 1961.- 286 с. 39. Чернов Б.C., Базлов М.Л., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.; Гостоптехиздат, I960. - 319 с. 40. Шагиев Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах.//Изв. Вузов "Нефть и газ", № 11,1960.С.53-59. 41. Шагиев Р.Г. Анализ влияния сил инерции на кривые восстановления давления и определение параметров пласта./Труды МИНХ и ГП, вып. 42, 1963. С. 129-142. 42. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостоптехиздат, 1959. -467 с. 43. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2 ч. - М.: Нефть и газ, 1995. ч. 1. - 586 с.,ч. 2. - 493с. 44. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1988. 45. Эконамидис М.Д, Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. /Пер. с англ. под ред. А.И.Булатова. Краснодар, 1992. (часть 1 и 2).