Cтраница 2
Проведенный анализ позволяет сделать вывод о том, что в подавляющем большинстве случаев нагнетательные скважины адекватно реагируют на закачку нефелина увеличением охвата заводнением продуктивных пластов. К сожалению, следует отметить, что объем прямых исследований нагнетательных скважин методом снятия профилей притока незначителен. [16]
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время прежде чем проводить какое-либо измерение. Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита. [17]
Оценка технологической эффективности новых МУН осуществляется по результатам выполнения комплекса промысловых исследований, предусмотренных в [139] и дополненных с учетом особенностей объекта. В упомянутом методическом руководстве определены виды исследований и периодичность их проведения. В частности, в соответствии с этой инструкцией в добывающих скважинах следует проводить: замер дебита скважин по жидкости; определение обводненности добываемой жидкости; замеры пластового давления в реагирующих скважинах; замеры забойного давления; исследование скважин на установившихся режимах; исследование скважин на неустановившихся режимах; снятие профилей притока. [18]
Существуют два основных способа выделения работающих толщин: дебитометрия и термометрия. Первый основан на замере линейной скорости газового потока в интервале продуктивного пласта, второй - на замере его температуры. В некоторых случаях использование дебитометрии и термометрии ограничено особенностями конструкций забоев скважин. В последнее время для снятия профиля притока в работающей скважине в практику промысловых исследований внедряется шумометрия. [19]
Локатор сплошности 2 позволяет привязывать результаты измерений к глубине скважины. При изменении давления, измеряемого геликсным манометром 3, ферритовое полукольцо, находящееся на свободном конце геликса, перемещается внутри катушки 4 датчика давления и изменяет ее индуктивность. Температуру определяют с помощью полупроводниковых элементов в, сопротивление которых пропорционально уменьшению или увеличению температуры среды. Расход жидкости устанавливают датчиком с заторможенной турбинкой 9, закрепленной на струнах 8 и / /, угол закручивания которых пропорционален расходу жидкости. При этом внутри катушки перемещается ферритовое полукольцо, изменяя ее индуктивность. Для нахождения расхода продукции сечение скважины вокруг прибора после его спуска закрывают эластичным пакером так, чтобы вся нефть, вода и газ прошли через расходомер. Для снятия профиля притока прибор опускают до подошвы пласта и после раскрытия пакера постепенно поднимают до кровли. Различные датчики подключают к аппаратуре последовательно путем вызова сигнала с поверхности. Прибор может работать и в автоматическом режиме. [20]