Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин Левитина Екатерина Евгеньевна

Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин
<
Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин
>

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Левитина Екатерина Евгеньевна. Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Левитина Екатерина Евгеньевна; [Место защиты: Тюмен. гос. нефтегаз. ун-т].- Тюмень, 2010.- 140 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/2867

Содержание к диссертации

Введение

1 Постановка задач исследования 7

1.1 Состояние современной теории гидродинамических исследований скважин 7

1.2 Методы ГДИ применяемые на месторождениях Западной Сибири 11

1.3 Существующие проблемы обработки и интерпретации KBД 16

1.4. Влияние наличия газонефтяных смесей в затрубном пространстве на эксплуатацию скважин и проведении ГДИ 19

1.5 Постановка задач исследования 21

2 Исследование поведения газожидкостных смесей в затрубном пространстве при эксплуатации и исследовании скважин 22

2.1. Сущность задачи 22

2.2 Замеры статических и динамических уровней в скважинах 24

2.3 Распределение температуры по стволу скважины 32

2.4 Методики расчета давления на приеме насоса 37

2.5 Разработка методики расчета давлений в затрубном пространстве при пуске скважины в работу и записи КВУ 46

2.6 Расчет распределения давления в затрубном пространстве вертикальной скважины 52

2.7 Расчет распределения давления в затрубном пространстве наклонно-направленной скважины 58

2.8 Расчет давления на приеме насоса на основе аналитического решения задачи 66

2.9 Влияние наличия свободного газа на работу УЭЦН 70

3 Гидродинамические исследования пластов по кривым запуска скважин в работу

3.1 Сущность вопроса

3.2 Влияние изменения режима отборов на темп снижения давления при пуске скважин в работу 79

3.3 Метод обработки кривых притока при пуске скважины в работу на основе эталонных кривых 82

3.4 Сравнительный анализ использования различных методов интерпретации полученных диаграмм давления 93

3.5 Разработка метода анализа и интерпретации результатов изменения давления при пуске скважины в работу 100

3.6 Практическое применение разработанного метода для расчета параметров пласта 113

4 Диагностика результатов гди и определение информативности данных КВД 116

4.1 Применением производных давления для диагностики видов потоков в пласте 116

4.2 Диагностика качества полученной информации при проведении ГДИ 122

Основные выводы и рекомендации 128

Список использованных источников

Введение к работе

Актуальность проблемы

Развитие нефтяной и газовой промышленности России в последние десятилетия происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти и газа, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных месторождений, а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Степень выработки запасов существенно зависит не только от совершенства применяемых систем разработки, но и от полноты и достоверности информации о пласте и скважине. Согласно Энергетической стратегии России поддержание высокого уровня добычи нефти и газа и планируемое увеличение добываемой продукции требует наиболее полного извлечения углеводородного сырья, использования новых технологий, что невозможно без проведения всесторонних комплексных исследований скважин и пластов в ходе регулирования и контроля за разработкой.

Основным источником информации о параметрах удаленной зоны пласта являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ) на неустановившихся режимах с записью кривых восстановления давления (КВД). На практике исследования методом КВД составляют не более 5% от общего объема проводимых исследований, что связано с необходимостью остановки скважин на длительное время для записи КВД и приводит к снижению добычи нефти. Поэтому замеры давления, как правило, заменяются записью кривых восстановления уровня (КВУ) в затрубном пространстве скважины. В результате, расчет параметров пласта и коэффициента продуктивности скважины ведется через расчетное значение забойного давления, соответствующее весу столба жидкости в затрубном пространстве скважины.

Вместе с тем, при проведении исследований насосного фонда скважин такой расчет забойного давления является весьма приближенным из-за наличия газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважины тл" неопределенности информации о ее плотности. Это приводит к существенным /

ошибкам при определении депрессии на пласт, расчете его фильтрационных параметров, а также при подборе скважинного оборудования.

Малоизученным остается вопрос анализа и интерпретации результатов замеров, выполненных при пуске скважин в работу с записью кривых снижения давления (КСД), которые как и КВД могут дать требуемую информацию о пласте. Основную сложность при анализе таких кривых составляет необходимость учета процессов, происходящих в стволе скважины, которые связаны с движением двухфазных смесей.

Проблемным по способам изучения пластов является то, что в последние годы большое распространение получили горизонтальные скважины и скважины с трещинами ГРП, и при этом совершенно недостаточно разработаны методические решения по интерпретации результатов замеров давления в таких скважинах. Характерно проявление сложных видов течения жидкости в пласте, отличающихся от традиционно изучаемых для радиальных процессов.

Таким образом, актуальность темы определяется необходимостью разработки методов исследований скважин на нестационарных режимах в процессе их пуска в работу и повышения качества интерпретации результатов гидродинамических исследований с учетом движения газожидкостных смесей.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем совершенствования методов ГДИ на основе интерпретации кривых снижения давления, записанных при пуске скважин в работу.

Основные задачи исследований

  1. Анализ влияния плотности газожидкостной смеси (ГЖС) в затрубном пространстве на точность определения забойного давления при эксплуатации скважины.

  2. Разработка метода интерпретации данных исследования скважин при пуске в работу с записью кривой снижения давления с учетом изменения параметров газожидкостной смеси в затрубном пространстве и профиля ствола скважины.

3. Применение новых методов интерпретации кривых снижения давления и критериев информативности гидродинамических исследований скважин при составлении моделей и проектировании разработки.

Научная новизна диссертационной работы

  1. Разработана методика расчета давления на приеме насоса, отличающаяся от ранее известных тем, что она учитывает изменение плотности газожидкостной смеси по глубине в вертикальных и наклонно-направленных скважинах.

  2. Разработан метод интерпретации кривых снижения давления с учетом изменения емкости ствола скважины и наличия газожидкостных смесей в затрубном пространстве. Применение этого метода позволяет получать достоверную информацию о фильтрационных свойствах пласта при пуске скважины в работу, исключая в дальнейшем необходимость проведения специальных исследований связанных с остановкой скважины.

  3. Получены типовые кривые производных давления по времени для лагнетательных и наклонно-направленных скважин и обоснованы диагностические критерии оценки информативности результатов исследований.

Практическая ценность и реализация

  1. Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности определения характеристик пластов по данным пуска скважин в работу без проведения специальных исследований (методами КВД, ИК и т.д.).

  2. Результаты работы реализованы при разработке эффективных способов исследования скважин и пластов в компаниях «Газпромнефть», «ТНК-ВР» и вошли в проекты разработки Самотлорского, Приобского и других месторождений.

  3. Выполненные исследования вошли в учебное пособие по ГДИ для студентов направления «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих международных и межрегиональных научно-

практических и научно-технических конференциях: Всероссийской научно-практической конференции «Большая нефть XXI века» (Альметьевск, 2006г.); Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006г.); Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007г.); Всероссийских научно-практических конференциях Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ (SPE) «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007г, 2008г.); Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008г.).

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 12 печатных работах, в том числе 5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 140 страницах машинописного текста, включая 52 рисунка и 11 таблиц. Работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы из 102 наименований.

Существующие проблемы обработки и интерпретации KBД

Здесь после скачка депрессии на пласт трубы заполняются пластовым флюидом, и на забое регистрируется кривая роста давления (кривая притока). При этом дебит при притоке изменяется. Затем скважину закрывают на забое и регистрируют кривую восстановления давления. При исследовании скважин испытателями пластов принято считать процесс накопления пластового флюида в трубах после пуска скважины в работу - процессом притока, хотя этот процесс можно рассматривать и как процесс восстановления давления. в) запись кривых восстановления давления при компрессировании — КВДк. Это еще один вид исследований пластов (диаграмма давления на рисунке 1.4), который в последние годы чаще всего применяется в нефтепромысловом деле. Такие кривые получают при исследованиях без отработки скважины после снижения уровня жидкости в скважине компрессором (Г = О). Понижение уровня жидкости в скважине осуществляется путем закачки в затрубное пространство воздуха с последующим резким его выпуском на поверхность, что обеспечивает условия вызова притока с одновременным заполнением скважины пластовым флюидом [4, 12, 70]. По темпу заполнения скважины пластовым флюидом определяют фильтрационные свойства пласта.

Такой метод исследования пластов называют КВДк, то есть исследование с записью кривой восстановления давления при компрессировании скважины. А если прослеживается повышение уровня в затрубном пространстве эхолотом без спуска манометра в скважину, то соответственно такие ГДИ называют КВУк.

Необходимо отметить, что определение рассмотренного приема как исследования скважины с записью кривой восстановления давления является неверным. То есть, в обычном смысле, действительно происходит восстановление давления в пласте и скважине. Но, строго говоря, под КВД всегда следует понимать регистрацию давления в скважине обязательно после ее отработки (хотя бы и кратковременной) при прекращении (прерывании) притока жидкости в скважину. Поэтому рассматриваемый процесс скорее можно отнести к процессу притока, чем к процессу восстановления давления. И по условиям поступления жидкости в скважину этот процесс более соответствует процессу притока при работе с ИПТ.

Следовательно, оценку параметров пласта по данным КВДк правильнее всего вести с применением методов обработки КП. Однако требуются существенные коррективы в связи со специфическими особенностями исследования пластов при контроле за разработкой месторождений. г) запись кривых восстановления уровня в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН) и штанговыми глубинными насосами (ШГН). При этом, как правило, Т» в. Иногда проводятся два варианта КВУ: КВУ1 и КВУ2. Отличие этих методов интерпретации результатов ГДИ состоит в том, что первый является упрощенным методом, ориентированным на обработку только начальной части КВУ, где предполагается, что в целом КВУ не восстановлена. Второй является полным, оцениваются как параметры удаленной зоны, так и призабойной зоны пласта. Расчет забойного давления по данным замера уровней жидкости в затрубном пространстве из-за неопределенной информации о плотности жидкости в скважине является весьма приближенным, поэтому методами КВУ получить надежный результат невозможно.

Поэтому информативность выполненных таким образом ГДИ в целом является невысокой. А поскольку именно анализ гидродинамических исследований на основе нестационарной фильтрации дает точное представление о гидродинамических процессах, происходящих в пласте, то из-за невысокого качества исследований содержательный анализ выполнить затруднительно.

При записи КВД с регистрацией давления на забое в закрытой скважине достаточно точная характеристика фильтрационных свойств пласта в призабойной и удаленной зонах получается при изучении высокопроницаемых продуктивных отложений (0,10 мкм и более). При исследовании пластов средней (0,02 - 0,10 мкм) и особенно низкой (менее 0,020 мкм) проницаемости приходится считаться с влиянием ствола скважины на КВД, искажающим динамику роста давления на начальном этапе восстановления давления. Избежать искажающего влияния ствола скважины на КВД можно путем изоляции его с перекрытием на забое, например, с помощью пакера.

Замеры статических и динамических уровней в скважинах

Как было отмечено ранее, скорость звука — величина, зависящая от трех величин - давления, температуры и состава газа в затрубье, постоянна только в стационарных условиях работы скважины. При снятии КВУ все три величины являются переменными во времени, что необходимо учитывать при расчетах.

Таким образом, при определении забойных давлений и давлений на приеме насосов следует принимать во внимание, что температура вдоль ствола скважины изменяется не линейно, в соответствии с температурным градиентом (например, равным 37100 м), а с учетом существенного понижения температуры в районе многолетнемерзлых пород, причем в период работы скважины кривая распределения температуры смещается вправо, и тем сильнее, чем больше дебит скважины.

Приведенные выше результаты замеров взяты нами за основу и рекомендуются для учета и применения при расчете забойных давлений в работающих скважинах и скважинах, в которых проводятся ГДИ.

Вопросом расчета давления на приеме насоса занимались многие исследователи: И.Т. Мищенко, В.Д. Нагула, К.С. Юсупов, М.Л. Карнаухов, И.К. Шайхутдинов, и другие [33, 48, 49]. В то же время в технической литературе пока нет четкого описания происходящих процессов движения газа в затрубном пространстве через столб нефти при работе глубинных насосов, что весьма существенно при анализе гидродинамических процессов в пласте и определении его свойств. В некоторых литературных источниках приводятся среднестатистические значения плотности смеси в затрубном пространстве, но их использование при расчетах часто дает недопустимо большие ошибки. Существуют различные упрощенные схемы оценок средних показателей газожидкостной смеси в затрубном пространстве.

Одним из первых, кто занялся вопросом оценки забойного давления с учетом плотности жидкости в затрубном пространстве, был В.Д. Нагула [48]. Плотность смеси им определялась как средняя величина по всему столбу и рассчитывалась по формуле: где Г - газовый фактор, м /м ; Wp,z, - объем растворенного газа, соответствующий давлению на приеме насоса при нормальных условиях, м ; О - коэффициент газосепарации у приема насоса; Qu - дебит нефти, м /с; Р0 — начальное давление, МПа; z - коэффициент сверхсжимаемости; Т - средняя температура по стволу скважины, К; Т0 = 293 К.

Поскольку наибольшую трудность представляет определение коэффициента сепарации и скорости подъема газа, автором были установлены зависимости коэффициента сепарации от дебита скважин и скорости подъема газа от кривизны скважины.

На первом этапе расчета им определялось ориентировочное давление на приеме насоса, задавшись ориентировочной плотностью смеси, затем по уравнению (2.25) находилась плотность смеси и сопоставлялась с принятой ориентировочной величиной. Путем последовательного приближения этих значений определялась истинная средняя плотность смеси в затрубном пространстве. На основе проведенных расчетов, автором построена номограмма, которую предлагается использовать для определения плотности смеси в затрубном пространстве в зависимости от дебита нефти, величины газового фактора, давления в затрубном пространстве, температуры и кривизны скважины. Более глубокие исследования по данному вопросу можно найти в трудах И.Т. Мищенко [33]. Принимая затрубное пространство за кольцевой подъемник с нулевым расходом жидкости, плотность смеси определялась в виде: где - относительная скорость газовых пузырьков в неподвижной жидкости (истинная скорость газа), м/с; /3 — площадь поперечного сечения кольцевого канала (затрубного пространства), м ; V3 — объемный расход газа через затрубное пространство, м3/с.

Объемный расход газа в затрубном пространстве изменяется по глубине скважины, поскольку при снижении давления газа (на соответствующей глубине) его объем увеличивается, поэтому увеличивается и расход. Максимальный расход газа будет на устье. Для удобства расчетов расхода газа на глубине Н расчет вели через значения расхода газа на устье.

Используя уравнение состояния реального газа, а также закон изменения температуры в функции изменения давления, объемный расход газа записан следующим образом: V, V0AzTi , VKP ZK (2.27) і іст 1 ст где V03 — объемный расход свободного газа через затрубное пространство, приведенный к стандартным условиям, м3/с. Подставив значение V3 из (2.27) в (2.26), получилиили уравнение для газожидкостной смеси, находящейся в затрубном пространстве на глубине Н с соответствующим давлением Р:

Влияние изменения режима отборов на темп снижения давления при пуске скважин в работу

Можно заметить, что увеличение угла наклона скважины приводит к изменению доли газа в наклонном участке в сторону уменьшения. В нижнем вертикальном участке ствола газосодержание во всех скважинах составляет практически одну величину, равную газосодержанию в вертикальной скважине, что объясняется линейным характером изменения физических свойств газа от глубины.

Аналогичную форму будут иметь кривые зависимости давления от изменения доли газа в затрубном пространстве.

Характер изменения давления в затрубном пространстве наклонной скважины с учетом изменения газосодержания

Для практического применения построим графики распределения давления по глубине в скважинах с различным углом. 12

Распределение давления по глубине в затрубном пространстве наклонной скважины Полученные зависимости показывают, что угол наклона скважины незначительно влияет на величину давления на приеме насоса, и при угле наклона 75 разница давления в вертикальной и наклонной скважине составляет всего лишь 5% или 0.75 МПа. Но это при газосодержании на динамическом уровне не более 40% от объема смеси.

Аналогично случаю с вертикальной скважиной, проведем расчет изменения давления на приеме насоса при снижении динамического уровня в наклонно-направленной скважине с углом наклона 60. На рисунке 2.18 приведены кривые изменения давления с глубиной для условий различного газосодержания (от 10% до 80%). 14 10 б Р, МПа

Динамика изменения давления на приеме насоса при снижении динамического уровня (для различного газосодержания) в наклонной скважине (а = 60)

При небольшом газосодержании давление на приеме насоса изменяется аналогично вертикальной скважине, а при увеличении доли газа на динамическом уровне более 40%, давление на приеме насоса начинает снижаться более интенсивно, так как в нижнем вертикальном участке теперь содержится один газ. При дальнейшем снижении динамического уровня темп снижения давления на приеме насоса увеличивается. В случае газосодержания на динамическом уровне более 40% и регистрации уровня в наклонной части ствола скважины, давление на приеме насосного оборудования будет снижаться еще с большим темпом.

Учитывая характер изменения газосодержания в наклонно-направленных скважинах, в таблице 2.6 приведены значения давления на приеме насоса при различном угле наклона искривленного участка ствола и различном газосодержании на динамическом уровне, рассчитанные по предложенной методике.

По полученным данным можно сделать вывод, что плотность жидкости в затрубном пространстве и профиль ствола скважины существенно влияют на величину давления на приеме насоса. Точность определения давления на приеме насоса совершенно необходима как для расчета забойного давления в скважине и определения параметров пласта, так и при подборе скважинного оборудования. Предложенная методика, основанная на поинтервальном определении плотности флюида в затрубном пространстве скважины, позволяет рассчитать давление и параметры газожидкостной смеси на любом интервале затрубного пространства, что особенно важно при исследовании и эксплуатации наклонно-направленных скважин.

Итерационный расчет давления в затрубном пространстве предполагает разбиение всего интервала между динамическим уровнем и приемом насоса на несколько частей. И, как правило, такой подход связан с ручным счетом. Именно по такому пути шли авторы публикаций на эту тему В.Д. Нагула, И.Т. Мищенко, И.К. Шайхутдинов.

Вышеприведенные расчеты нами также выполнены с разбивкой всего интервала от динамического уровня до приема насоса на несколько частей, где дополнительно итерационно определяли давление, плотность смеси и коэффициент сверхсжимаемости в каждом из выделенных интервалов. Такой подход позволил явно установить влияние каждого из факторов раздельно z (Р, Т, Н), р (Р, Т, Н), относительного газосодержания. При рассмотрении скважин со сложным профилем, где требуется осуществлять детальные расчеты с мелким шагом, требуется применение как аналитических, так и численных методов.

Диагностика качества полученной информации при проведении ГДИ

Требуют пояснения некоторые особенности приведенных графиков для изменения давления:

1. Наличие линии единичного наклона. На самом начальном этапе исследования скважины для каждого конкретного значения Се и для большинства значений s «единичный наклон» (или начальная линия КВД, проходящая под углом 45 на лог-лог графике) присутствует на всех графиках. Начальный прямолинейный участок появляется и остается столько времени, сколько скважина еще реагирует на поступление в нее жидкости после остановки насосов. Для q/qm =0 это соотношение принимает вид dP dt6 или dt6=C6dP6. (3.26) В результате интегрирования от t& = 0 (когда Рб =0) до ґб и Р& получаем СбРб= б. (3.27) Логарифмируя обе части уравнения (3.27), получим 1пСб+1пРб =Ыб . (3.28) Таким образом, при q-О, согласно рассматриваемой теории фильтрации, построение КВД в координатах \пРб - In t6 даст прямую с единичным наклоном, и в каждой точке начального участка КВД будет справедливо соотношение Эта особенность работы скважины после остановки является очень важной в процессе интерпретации результатов ГДИ.

2. Завершение периода влияния скважины на процесс восстановления давления. Когда эффект влияния ствола исчезает (то есть, когда цП0в=Я)- мы вправе применить такое решение для уравнения фильтрации, которое получено без учета влияния емкости ствола скважины, то есть когда Сб=0. На рисунке 3.6 можно заметить, что окончание действия ствола скважины на КСД соответствует переходу кривой давления с Сб не равной нулю на кривую с С б равной нулю.

Из приведенных графиков на рисунке 3.6 следует еще одно полезное наблюдение - конец действия, так называемого, «емкостного эффекта скважины», соответствующего времени te (времени послепритока), приблизительно соответствует не менее половине цикла на логарифмическом графике после фиксирования начала отклонения КСД от участка с единичным наклоном. Прямо из графиков на рисунке 3.6 можно определить t6- время окончания влияния ствола скважины, которое имеет вид /6=(60 + 3,5s)C6 (3.30)

Указанные наблюдения весьма полезны при анализе результатов исследования скважин в промысловых условиях.

Составлены программы вычисления функций давления, на основе которых получены эталонные графики снижения давления при запуске скважин с постоянным дебитом (рисунок 3.7). По графикам значения Рб (а также Рс) могут быть вычислены для скважин с известными характеристиками te ,Q и s. На рисунке 3.8 приведены графики производных давления. Эти графики выполняют роль диагностических кривых, по которым определяются виды потоков и в соответствии с этим фильтрационная структура пласта: неоднородности в пласте, несовершенство вскрытия пласта, слоистость, порово-трещинная среда и т.д. dP \ 1 Рисунок 3.8 - Производные эталонных кривых снижения давления при запуске скважин с постоянным дебитом

Данные графики используются непосредственно при интерпретации кривых снижения давления при пуске скважины в работу.

Эталонные кривые позволяют непосредственно осуществлять подгонку фактических кривых, полученных в скважинах, к теоретическим. Это существенно повышает качество выполняемых работ по интерпретации данных испытания, охватывает больший диапазон встречаемых на практике кривых изменения забойного давления [15, 20].

Проведен сравнительный анализ точности применения различных методов интерпретации полученных диаграмм давления. В качестве примера рассмотрена диаграмма давления, полученная при исследовании скважины №521 Западно-Ноябрьского месторождения. Скважина из механизированного фонда, в которой исследование выполнено по технологии получения непрерывной кривой изменения забойного давления во времени, после ее запуска и в процессе последующей работы. На рисунке 3.9 представлен обзорный график исследования.

Исследование выполнялось компанией «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз». На рисунке 3.9 на фактический график изменения давления при притоке и восстановлении давления нанесен расчетный график (черная линия). Этот расчетный график назван графиком «давления быстрой подгонки». Приток осуществлялся на трех режимах: в течение Т\ 1100 часов дебит составлял 65 м /сут; затем в течение Т2 — 800 часов дебит был равен 60 м /сут; и в течение Тз = 800 часов - дебит был равен 58 м /сут. В принципе для расчетов возможно считать, что фактически отработка шла на двух режимах: Т\ = 1100 часов с дебитом 65 м3/сут и Т2 = 1600 с дебитом 59 м3/сут. Кривая сравнения на отдельных участках диаграммы процессов изменения давления совпала -участки «Ь-с» и «d-e». Однако по начальным участкам кривых давления после смены режима явно наблюдается отклонение кривой - участки «a-b», «c-d» и особенно «e-f».

Похожие диссертации на Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин