Рис. 5. Распределение Р и Т по глубине для части исходной кривой. Примечание: для большей наглядности на рис. 8-9 представлена часть исходной кривой. Рис. 4. Фрагмент ступенек после редактирования в 1-ом варианте. В статье изложена физическая сущность определения давления насыщения нефти газом, путем снятия графика распределения давления по глубине в вертикальном подъемнике фонтанирующей скважины.

Коэффициенты А, В, а, Ь и s определяются на основе экспериментальных кривых распределения при помощи специальных программ и методик. К моменту времени t после пуска граница возмущенной области продвинется на длину /(г), при этом кривая распределения давления в этой области будет иметь вид параболы.

Из уравнений (7.10) и (7.11) видно, что давление в пласте зависит не только от координаты х, но и от положения границы раздела Xj-, а следовательно, от времени. Но Xj-, как следует из формулы (7.16), со временем увеличивается, следовательно, пластовое давление во времени в водоносной области падает, а в нефтеносной растет. На рис. 12.4 приведены кривые распределения давления, построенные по зависимостям (12.23) и (3.46) для недеформируемого пласта.

Был предпринят ряд попыток по исправлению экспериментальной кривой распределения [114, 128,1441. Крутизна воронки депрессии у стенок скважины больше, чем у логарифмической кривой (3.46). Поэтому длина прямолинейного участка на кривой / (рис. 5.7) ограничена. Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации. Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Контроль пластового давления и температуры при разработке залежей

Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР — обводнённость продукции.

Аннотация к статье

Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. При механизированной эксплуатации нефтяных скважин важными параметрами являются забойное давление и давление на приеме насосного оборудования. Наиболее сложным при нахождении забойного давления в добывающей скважине является расчет давления на глубине спуска насоса по фактическим данным эксплуатации скважины.

При этом большая часть свободного газа, выделившегося из нефти, на приеме насоса направляется в затрубное пространство. 2. Принимается шаг по давлению и определяется ряд последовательных значений давления на разных глубинах. В данном случае устьевая температура является искомым параметром и определяется для глубины А=!с-Нсн.

Текст научной статьи

6. Значения Qri=QI.з и рж=рн в предположении, что выше приема насоса находится нефтегазовая смесь, подставляют в уравнение (3) и находят приращение А1Х по высоте скважины. Таким образом, на глубине АХ=НСЯ-А1Х давление на приеме насоса р1=рсн-Ар.

При этом через каждые 50-200 метров прибор останавливают, чтобы зафиксировать величину давления на соответствующей глубине (см. горизонтальные участки на кривой давления с отметками глубин). Благодаря высокой детальности замеров, как по давлению, так и по глубине, эта технология обеспечивает максимальное качество обработки.

На рис. 5.11 приведена кривая распределения давления в пласте ко времени t после пуска галереи

Первый способ обеспечивает высокую детальность (порядка 1 метра, как в новой технологии) построения распределения давления и плотности по стволу скважины. Второй способ не зависит от скорости прибора, но имеет низкую детальность (как в старой технологии), зависящую от интервалов глубин между остановками (50-200 метров). В примере по скважине 138 Аригольского месторождения выполнены замеры давления при подъёме манометра с остановками через 50-100-200 метров.

Кривая 3 на рис 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи

Из этого рисунка видно, что в координатах Время-Давление горизонтальные участки кривой сменяются наклонными. На рис. 3 в координатах Давление-Глубина представлена кривая, на которой отмечаются резкие изменения в узлах ступеньки. Первый вариант редактирования с сохранением большей части исходных точек. В этом варианте точки, соответствующие участкам резкого изменения скорости (V), отключаются. Как видно на рис. 4, в результате редактирования неотключенные точки, образуют ломаную линию, состоящую из отрезков почти прямых линий. Эту ломаную кривую используем для обработки.

Представлены соотношения устьевого, забойного, пластового давлений и давления насыщения для всех этих пяти случаев в виде неравенств. Представляет интерес вывод о том, что уменьшением значения давления насыщения, процессы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений улучшаются, повышается значение коэффициента нефтеотдачи. Поэтому, требуется разработать и внедрять новые мероприятия, понижающие значение давления насыщения.

Рис. 6. Распределение расчётной плотности по глубине в 1-ом варианте. Как следует из формулы (3.92) (см. табл. 3.4) кривая распределения давления для несжимаемой жидкости имеет форму гиперболы степени п — 1, т.е. воронка депрессии будет гиперболоидом вращения.