Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

6.5. Скважинные дебитометрические исследования

При добыче нефти очень редко приходится эксплуатировать однородные, монолитные, насыщенные нефтью пласты. Обычно на забое скважины имеются несколько перфорированных интервалов, соответствующих отдельным пластам или пропласткам, вскрытым общим фильтром. Даже если вскрывают один пласт, то работающая толщина такого пласта никогда не равна интервалу перфорации. Отмечены такие факты, когда при нескольких метрах перфорированного интервала весь дебит скважины был получен из короткого интервала толщиной в несколько десятков сантиметров. В нагнетательных скважинах также толщины действительно работающих интервалов могут сильно отличаться от вскрытых.

Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на призабойную зону скважины для стимулирования отдачи или поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала (наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром: степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных проиластков или пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или на поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пластовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии и статические давления в этих пропластках. Ответы на перечисленные вопросы могут быть получены


Рис. 6.8. Диаграмма интенсивности притока:

а - равномерный приток по всей толщине пласта; б - равномерный приток при работе двух пластов;

в - неравномерный приток при работе двух пластов (часть пласта II не работает)

с помощью дебитометрических исследований скважины опускаемым на кабеле скважинным прибором - дебитомером для добывающих и расходомером для нагнетательных скважин. При перемещении такого прибора вдоль вскрытого интервала скважины получается информация о распределении интенсивностей притока или поглощения вдоль перфорированного участка пласта.

Принципы измерения расхода жидкости при притоке или при поглощении могут быть различными, но можно представить, что в приборе имеется вертушка (лопастное колесо), число оборотов которой пропорционально расходу протекающей жидкости. Обороты вертушки можно трансформировать в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность и фиксируются специальным прибором - счетчиком импульсов.




Как получить квартиру по молодёжной ипотеке в казани, казань.