Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 [ 64 ] 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78

После смещения касательной значение (XI. 33) может оказываться совершенно случайной величиной. Если призабойная зона засорена в процессе бурения глинистым раствором (что часто случается на Шебелинском месторождении), то формула (XI. 33) будет давать заниженные результаты, которые могут в несколько раз отличаться от фактических значений.

Кривая распределения пластовых давлений в призабойной зоне пласта, построенная по данным термодинамического зондирования

в зависимости от In - (рис. 39, б), дает возможность определить

х-In HI

Рис. 39. Смещение кривых восстановления забойного давления в зависимости от состояния призабойной зоны

а-по замерам забойного давления; б-по замерам забойной температуры.

смещение кривой нарастания давления довольно точно, а следовательно, и ее положение в координатах л -

Др* (t)

Ap{t),\n- для нефти или

"л

о J

для газа (рис. 39, а). Это смещение соответствует

длине отрезка (рис. 39, б) на оси у - Ар It) или у = - ,

который ограничивается началом координат О и точкой пересечения оси у касательной 1 или 2. Таким образом, решается один из важнейших в теории исследования скважин вопросов об определении истинных значений параметра и вместимости пласта на единицу площади mh.

Для определения истинного значения коэффициента пьезопроводности пласта х следует построить кривую распределения давлений

в координатах у, In - по данным термодинамического зондирова-ния, а затем найти параметр смещения (см. рис. 39, б), парал-198

лельно сдвинуть касательную к кривой восстановления давления на Уо (см. рис. 39, а) и измерить отрезок на оси х = \а. t, по ко-

торому рассчитывается значение -г =

3-Ж0 2,25

ОБРАБОТКА опытных ДАННЫХ

Метод термодинамического зондирования только начинают внедрять на промыслах. Первые термодинамические исследования были проведены инженером УкрНИГРИ Я. Г. Мельничуком в газовых скважинах на Шебелинском и Рудковском месторождениях в 1961 г. Трудности подобных измерений связаны с отсутствием соответствующей измерительной аппаратуры. Для длительных измерений под давлением нужен малогабаритный нефтестойкий небронированный кабель, который можно было бы хорошо уплотнить в сальнике лубрикатора. Ввиду отсутствия такого кабеля исследования проводились с помощью менее точного глубинного биметаллического термометра. Однако ввиду ограниченных размеров термограмм в глубинных при-

Рис. 40. Кривые забойных температур и давлений после пуска СКВ. 108 Шебелинского месторождения с постоянным отбором газа. Точки по замерам.

борах их масштаб записи слишком мал для более точных термических исследований. Для упомянутого выше термометра масштаб записи составляет 1° С/1,5 поэтому удовлетворительные результаты измерений были получены пока только в газовых скважинах, в которых забойная температура изменяется в более широких пределах.

Одна из первых удачных опытных кривых изменения забойной температуры в процессе работы скв. 108 Шебелинского месторождения приводится на рис. 40. Скважину зондировали 3 сентября 1961 г. До момента замера скважина была закрыта с 15 июня 1961 г.; пробуренный забой скважины - 1547 м, эксплуатационная Ш-мм колонна прихвачена во время подъема при глубине башмака 1527 м.

Внизу установлен цементный мост. Искусственный забой 1515 л*. Затрубное пространство зацементировано до устья через перфорированные отверстия в Ы1-мм трубах. Пласт вскрыт кумулятивными зарядами ПК-103 в интервалах 1476-1499 м и 1511-1515 м. Прострелено 6 дыр на 1 л* труб. Мощность основного продуктивного

4 5 6 18

Рис. 41. Кривая депрессии после пуска скв. 108 Шебелинского месторождения с постоянным отбором 1-точки по замерам; 2-точки расчетные.

интервала нижнеангидритового горизонта, отмечаемого по термограмме в пределах 1476-1499 м, h = 23 м. Диаметр ствола скважины по долоту 2го = 25 сл*. В скважину опущены 2/2" фонтанные трубки до глубины 1495 м.

Перед замером установили два образцовых манометра для определения давления на буфере и межтрубном пространстве. В скважину был спущен упомянутый выше регистрирующий термометр УкрНИГРИ и манометр МГГ-2У. После замера давления и температуры в закрытой скважине в течение 20 мин скважина работала через межтрубное пространство с постоянным отбором газа