13. Особенности исследования нагнетательных скважин

Нагнетательные скважины, используемые для закачки и вытеснения нефти, воды и газа определяет темп, характер и степень выработки. Комплекс ГДИС, а так же методы проведения аналогичны добывающим скважинам.

Особенности:

1. Закачка поверхностных холодных вод отличных от пластовых нарушает тепловой режим м/р особенно в ПЗП;

2. Значение Рнагн выше Рнач.пласт приводит к образованию в ПЗП скв. искусственных зон трещиноватостей;

3. Необходимо изучение характера коллектора при различном давлении нагнетании с целью определения оптимальног Рнагн при максимальном охвате пласта заводнением;

4. Учет потерь на трение в стволе СКВ, т.к. в большинстве случаев опреденление Рзаб, а так же снятие кривых притока производится по замерам на устье скв.

14. Как определить оптимальное давление нагнетания?

Рзаб.нагн>Рразр. В скв., где произошел прорыв толщины кривые вытеснения реагируют и изменяются. Решение проблемы может быть:

- определение коэффициента действующей толщины (КДТ)=Нраб/Нэф;

- определение Р разрыва по индикаторным прямым

Рзаб>Рпл

15. Как рассчитать давление у приема насоса?

Давление на приеме насоса определяется по формуле:

Р_пр.н. = Р_ур + ΔН₁ · ρ_см · 9,8 · 10^-6, МПа,

где Р_ур – давление на уровне жидкости, МПа;

ΔН₁ – высота газожидкостной смеси в затрубье, м;

ρ_см – плотность газожидкостной смеси в затрубье, кг/м³.

В свою очередь плотность ГЖС вычисляется по формуле:

ρ_см = (1 – f_Г) · ρ_ср^н + ρ_Г^стд · f_Г · Р · Т₀ / (Z · Р₀ · Т),

где f_Г – доля свободного газа в ГЖС, доли;

ρ_ср^н – плотность затрубной жидкости, берется из кривой дифференциального разгазирования или принимается приближенно равной: ρ_ср^н = (ρ_н^пл + ρ_н^сеп) / 2 ;

ρ_Г^стд – плотность газа в стандартных условиях, кг/м³;

Z_ср – коэффициент сверхсжимаемости;

Р и Т – давление в МПа и температура в К

16. Как рассчитать пластовое давление в механизированных скважинах?

Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Р_пл = Р_у + [(Н_пр.н. – h_ст) · ρ*_см1 + (Н_кр – Н_пр.н. ) · ρ_см2]· 9,8 · 10^-6 =

= Р_ур + [ΔН*₁ · ρ*_см1 + ΔН*₂ · ρ_см2 ] · 9,8 · 10^-6, МПа

где Р_у – давление на уровне жидкости, МПа

Н_пр.н. – расстояние от устья до приема насоса, м,

h_ст – ориентировочное значение статического уровня, м,

ρ*_см1 – плотность затрубной жидкости, кг/м³,

ρ_см2 – плотность ниже приема насоса, кг/м³,

Н_кр – глубина скважины, м.

17. Комплекс исследований на стадии пробной эксплуатации

Основная задача исследований:

-обосновать способ эксплуатации залежи;

-обосновать способы и методы интенсификации притоков и увеличение нефтеотдачи;

-уточнение параметров при длительной эксплуатации скважины

18. Комплекс исследований на стадии промышленной разработки

Основная задачи исследований на стадии промышленной разработки:

- анализ результатов ГДИС и обоснование параметров для проектирования;

- проектирование системы контроля за разработкой м/р:

1) контроль за освоением;

2) контроль за техническими параметрами работы скв. (дебит, обводненность, ГФ, качество закачки воды);

3) контроль за энергетическим состоянием залежи (Рб, Рзаб, Рпл);

4) контроль за добывными возможностями скв. (нефтеотдача, гидропроводность, скин-фактор);

5) контроль за направлением фильтрационных потоков (гидропрослушивание, индикаторные методы)