Исследование нефтяных скважин


Методы исследования нефтяных скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методы исследования нефтяных скважин при установившемся потоке

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Классификация методов исследования по назначению

Геофизические методы исследования

Гидродинамические методы исследования

Скважинные дебитометрические исследования

Термодинамические исследования

Исследование скважин при установившихся режимах

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Существует много методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки тех или иных геолого-технических мероприятий.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

По своему назначению исследования нефтяных скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные.

1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих скважинах и позволяют определить параметры пласта и его продуктивную характеристику; установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым давлениями и температурой; установить режим эксплуатации скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др.

2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа и контроля над разработкой. Такие исследования проводятся также до и после проведения в скважинах интенсификационных или ремонтно-профилактических работ.

3. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик нефти, газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики.

4. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения. К специальным исследованиям относятся комплексные исследования скважин с определением, кроме гидродинамических характеристик, изменения соотношения между газовой и жидкой фазами и их состава при различных гидродинамических и термодинамических условиях; исследования по контролю за положением газоводяного контакта, изучения степени коррозии скважинного оборудования, определения степени истощения отдельных пластов в процессе разработки, изучения влияния влаги и разрушения пласта на производительность скважины и др.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Комплекс геофизических методов основан на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т.е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой.

Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности (микрокаротаж, боковой и индукционный каротаж) позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

Радиоактивный каротаж основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много его разновидностей, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов:

- гамма-каротаж, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку;

- гамма-гамма-каротаж фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности это метода позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

Нейтронный каротаж основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0.5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой.

Акустический каротаж - определение упругих свойств горных пород. При этом виде каротажа в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т.е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и акустический каротаж для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

Кавернометрия - измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т.е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза.

Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту (по тепловому сопротивлению). Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны гидроразрыва пласта и зоны поглощения воды и газа при закачке.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Эта группа методов основана на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившимся или при неустановившимся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит (его изменение) и давление (его изменение). Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы подразделяются на:

- исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм);

- исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

- исследование скважин на взаимодействие (просушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления.

При дальнейшей обработке исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

- пружинные, в которых чувствительный элемент - многовитковая, геликсная, трубчатая пружина;

- пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной;

- пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

СКВАЖИННЫЕ ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Скважинные дебитометрические исследования позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через насосно-компрессорную трубу открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей.

нефтенасыщенный пласт скважина порода

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для определения затрубной циркуляции, определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования, перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Рассмотрим более детально метод исследования скважин при установившихся режимах.

Известна формула радиального притока жидкости к скважине:

,

если , то

Из приведенных формул видно, что дебит зависит от депрессии , которая является независимым аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти формулы, можно обозначить . Таким образом,

или .

Тогда дебит будет равен: . На практике дебит измеряется при стандартных условиях и не в объемных единицах, а в т/сут.

Учитывая усадку нефти, т.е. вводя объемный коэффициент , и плотность нефти при стандартных условиях , а также переходя от секунд к суткам, получим:

.

Введем обозначение

, тогда ,

где: - дебит скважины при стандартных условиях, т/сут;

- коэффициент продуктивности, т/(сут•Па).

Последняя формула получила название формулы притока. Из нее видно, что приток линейно зависит от депрессии или при постоянном давлении на контуре - от давления на забое скважины.

,

т.е. коэффициент продуктивности есть суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии. Подставляя значения и раскрывая значение , можем записать:

Иногда пользуются понятием удельный коэффициент продуктивности , т.е. коэффициент продуктивности, отнесенный к единице толщины пласта. Это позволяет более объективно сопоставлять фильтрационные способности пластов в различных скважинах. Графическое изображение зависимости называется индикаторной линией. Чтобы построить индикаторную линию, необходимо иметь несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления .

Если известно пластовое давление в скважине, то индикаторную линию можно строить в функции депрессии , т.е. . Если пластовое давление неизвестно, то индикаторную линию строят в функции забойного давления , т.е. . Экстраполируя индикаторную линию до пересечения с осью ординат, можно определить пластовое давление как ординату , соответствующую нулевому значению дебита (рис. 1). Экстраполяция индикаторной линии до пересечения с осью дебитов дает величину так называемого потенциального дебита , т.е. дебита при нулевом давлении на забое скважины. Эксплуатировать скважины при по геологическим и техническим причинам практически нельзя, за исключением скважин с обнаженным забоем, работающих в условиях гравитационного режима. Фактические точки , получаемые при исследовании скважины на нескольких установившихся режимах, обычно не ложатся точно на прямую, а дают разброс, иногда значительный. Кроме того, индикаторные линии не всегда получаются прямыми: искривление их в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению со случаем фильтрации, описываемым линейным законом Дарси.

Рисунок 1. Построение зависимости по четырем фактическим точкам

Это объясняется тремя причинами:

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двухфазной (нефть+газ) фильтрации и, следовательно, больше фильтрационное сопротивление.

2. Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.

3. Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

Искривление в сторону оси дебитов объясняется неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков и разными значениями в них пластовых давлений. Это можно пояснить на примере двухслойного пласта. Если пластовое давление в первом пропластке , а во втором - , причем , то при всех забойных давлениях , лежащих в пределах , приток будет только из первого пропластка. При снижении до величины будут работать оба пропластка, т.е. дебит непропорциально возрастет. Если бы в реальных скважинах процессы фильтрации были обратимы, т.е. расход при отборе был бы равен расходу при поглощении в условиях численного равенства депрессии и репрессии, то это не могло бы обусловить кривизну индикаторной линии, так как известно, что алгебраическая сумма линейная уравнений всегда дает результирующее линейное.

Но по целому ряду причин процессы фильтрации необратимы, в частности, потому, что на забое всегда имеются взвесь, илистые и глинистые осадки, которые при возникновении репрессии закрывают поры, т.е. работают как обратный клапан: выпускают жидкость из пласта в скважину и задерживают в обратном направлении. Наличие многих прослоев сглаживает ход результирующей индикаторной линии, плавно загибающейся в сторону оси дебитов.

При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда можно аппроксимировать уравнением: . Это уравнение называют общим уравнением притока. При уравнение описывает прямолинейную индикаторную линию; при - индикаторные линии с искривлением в сторону оси ; при - то же, в сторону оси .

Случай линейной фильтрации является аналогом ламинарному течению жидкости в трубной гидравлике. Ламинарное течение с энергетической точки зрения наиболее экономичное, поэтому в общем уравнении притока больше единицы быть не может. При приток имеет четко выраженное турбулентное течение жидкости, когда коэффициент трения не зависит от числа .

С появлением скважинных дебитомеров удалось установить истинные причины искривления индикаторных линий. При коэффициент в общем уравнении притока теряет свой физический смысл коэффициента продуктивности и превращается просто в коэффициент пропорциональности или в угловой коэффициент.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности может быть найден по любым двум фактическим точкам:

Зная , можно определить гидропроводность :

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии , а по лабораторным данным , можно определить проницаемость в районе данной скважины. Обычно вместо берут половину среднего или средневзвешенного по углу расстояния до соседних скважин. Для одиночно работающих скважин принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.

Итак, в случае аппроксимации криволинейной индикаторной линии двучленной формулой необходимо по фактическим точкам перестроить индикаторную линию в координатах , и далее найти искомые параметры: гидропроводность или проницаемость . В случае фильтрации в пласте газированной жидкости, т.е. при , параметры пласта определяют по формуле установившегося радиального притока газированной жидкости, которая решается относительно искомой :

,

где: и - функции, учитывающие изменение газонефтенасыщенности и фазовой проницаемости для жидкости при изменении давления.

Физическая величина представляет собой ту часть общей депрессии, которая необходима для проталкивания к забою скважины только жидкости. Функция через известные забойные давления вычисляется с помощью специальных аппроксимирующих формул, различных для различных интервалов давлений.

Использование формул установившегося радиального притока для определения гидропроводности пласта дает значения этого параметра, характерные для призабойной зоны пласта, так как в этой зоне происходит наибольшее падение давления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, исследования скважин направлены на решение следующих задач:

* измерение дебитов скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

* измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

* определение (оценка) параметров пластов - гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами гидродинамических испытаний скважин;

* оценка полученных результатов и проверка исходных замеренных данных.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Часть 1: учебное пособие / В.Н. Арбузов; Томский политехнический университет.- Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993.

3. Газиев Г.Н. и Карганов И.И. Эксплуатация нефтяных месторождений. Азнефтеиздат, 1950.

4. Чернов Б.С., Базлов М.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. Гостоптехиздат, 1953.

Размещено на Allbest.ru

...

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Р�сследование нефтяных скважин РЅР° приток имеет большое значение, так как позволяет установить правильный технологический режим работы эксплуатационной скважины Рё величину проницаемости пласта.  [1]

РџРѕ данным исследования нефтяной скважины РЅР° приток построена криволинейная индикаторная диаграмма.  [2]

Предназначен для исследования действующих нефтяных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами диаметром 50 Рё 65 РјРј Рё обсаженных трубами диаметром 100 Рё 175 РјРј, СЃ целью построения профиля притока Рё определения дебита отдельных продуктивных пластов Рё обводненных интервалов.  [3]

Разрабатываемые методы исследования нефтяных скважин РЅРµ рассматриваются изолированно, РІСЃРµ РѕРЅРё объединяются РІ комплекс для однозначной, надежной, количественной интерпретации материалов. Для этой цели разработаны пакеты программ, предназначенных для интерпретации РІ различных РіРµ-ологотехнических условиях. Р’ Башкирии, РІРѕ Р’РќР�Р�Р“Р�РЎ ( вместе СЃ Р’РќР�Р�Ге-офизикой) были созданы первые программы для Р­Р’Рњ, широко применявшиеся РїСЂРё интерпретации каротажа. РћРЅРё входили РІ известные системы интерпретации, как Р“Р�Рљ, Каротаж, РђРЎРћР�Р“Р�РЎ-РћРЎ Рё РґСЂСѓРіРёРµ. Заслуги РІ этой области также позволили организовать РЅР° базе Р’Р¦ Р’РќР�Р�Р“Р�РЎ отраслевой фонд алгоритмов Рё программ, который функционировал РґРѕ 90 - С… РіРѕРґРѕРІ. Р� РІ настоящее время хорошо известны программы интерпретации комплексов Р“Р�РЎ РїСЂРё оценке пористости, компонентного состава РїРѕСЂРѕРґ, электрических параметров среды Рё нефтегазонасыщенности.  [4]

Р’ практике исследований газовых, газоконденсатных Рё нефтяных скважин широко используются газогидродинамические методы, которые обобщены Рё рекомендованы РІ качестве инструкций РїРѕ технологии проведения исследования Рё обработке полученных результатов. РџСЂРё интерпретации результатов исследования газовых Рё нефтяных скважин допускается, что РІ пласте имеет место однофазная фильтрация только газа или только нефти. РќР° практике часто встречаются случаи, РєРѕРіРґР° Рє скважине одновременно притекают Рё жидкость Рё газ. Это связано СЃ обводнением газовых скважин, выпадением Рё выносом вместе СЃ газом конденсата, образованием РєРѕРЅСѓСЃР° нефти РёР· нефтяной оторочки, Р° также СЃ прорывом газа через вскрытый нефтенасыщенный интервал. Р’ СЃРІСЏР·Рё СЃ открытием многочисленных маломощных газонефтяных месторождений возможности одновременного отбора нефти Рё газа, Р° РІ СЂСЏРґРµ случаев нефти, газа Рё РІРѕРґС‹ резко увеличились. Поэтому РІ процессе исследования Рё эксплуатации скважин, вскрывших маломощные газонефтяные пласты, независимо РѕС‚ того, что вскрыто - только газоносный или только нефтеносный интервал, Р° также одновременно газонефтенасыщенный интервал, РІ целом РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ быстрое подтягивание РєРѕРЅСѓСЃР° РІРѕРґС‹ либо нефти или прорыв газа. Неизбежность одновременного отбора газа Рё жидкости РІ результате прорыва газа или образования РєРѕРЅСѓСЃР° жидкости требует создания метода исследования таких скважин. Р’ настоящее время одновременный приток газа Рё жидкости Рє скважине изучен недостаточно, Рё поэтому простые Рё точные методы, приемлемые РЅР° практике для определения параметров пласта без проведения специальных исследований, отсутствуют. Сложность задачи одновременного притока газа Рё жидкости связана СЃ изменением фильтрационных параметров газонефтенасыщен-ных интервалов, Рє которым относятся: деформация границы раздела газ-жидкость; газонефтенасыщенность газо - Рё нефтеносного интервалов пласта; относительные проницаемости фаз РІРѕ времени Рё РїРѕ радиусу дренирования; различие физических свойств Рё законов фильтрации газа Рё жидкости.  [5]

Если РїСЂРё исследовании нефтяных скважин замеряют изменение забойного давления, то РїСЂРё исследовании водяных скважин РёРЅРѕРіРґР° предполагают, что характер изменения давления РЅР° забое Рё РЅР° устье одинаков. Такое допущение возможно РїСЂРё постоянстве плотности жидкости РїРѕ стволу скважины Рё РїСЂРё пренебрежении потерями РЅР° трение. Допущение относительно постоянства плотности жидкости РїРѕ стволу работающей скважины позволило разработать специальные методы исследования водяных скважин РЅР° самоизлив. Сущность РёС… заключается РІ следующем. Водяная скважина пускается РЅР° самоизлив. Предполагается, что забойное давление РїСЂРё РїСѓСЃРєРµ скважины РЅР° самоизлив мгновенно изменяется РЅР° величину избыточного давления Рё остается постоянным РІРѕ времени.  [6]

Опыт совершенствования методов исследования нефтяных скважин Рё пластов.  [7]

Результаты опытных работ РїРѕ исследованию нефтяных скважин свидетельствуют Рѕ возможности контроля Р·Р° характером отработки высокотемпературных продуктивных пластов СЃ помощью описанных выше РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ. Однако получение только качественной характеристики работы пласта значительно снижает возможности использования этих РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ для решения РІРѕРїСЂРѕСЃРѕРІ отработки отдельных пропластков.  [8]

Для решения задач РїРѕ исследованию нефтяных скважин СЃ целью детального изучения строения залежи, контроля Р·Р° разработкой Рё проверки соответствия параметров работы скважины установленным технологическим режимам РїСЂРё эксплуатации скважин проводятся гидродинамические, геофизические Рё лабораторные исследования.  [9]

Первые попытки применения глубинных дебитомеров для исследования нефтяных скважин были сделаны РІ середине 40 - С… РіРѕРґРѕРІ.  [10]

Преобразователь РљРѕР±СЂР° - Р—Р±Р Р’ предназначен для исследования нефтяных скважин СЃ целью построения профиля притока Рё определения дебита отдельных продуктивных пластов Рё обводненных интервалов.  [12]

Передвижная сепарационная установка, предназначенная для исследования нефтяных скважин монтируется РЅР° автоприцепе, s РћСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ сепарирующий элемент гидроциклонных сепараторов - однотонный гидроциклоп типа РћР“ ( СЃРј. СЂРёСЃ. 4.6, табл. 4.2) который устанавливают внутри аппарата или снаружи.  [14]

Страницы:      1    2    3

Исследование нефтяных скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации

Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические.

Гидродинамические исследования проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта.

Теоретическая база методов исследования — законы, описывающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а также данные изменения отбора из скважин.

Гидродинамические методы подразделяются на:

o исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм);

o   исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

o   исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

а. Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения Q = К(Рпл - Рзаб)П,

где Q - дебит скважины; К - коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n - коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

-----Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2—3 измерения за 4—6 ч).

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины.

Исследование при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. Предпочтительным при исследовании скважин является изменение режима их работы в сторону постепенного возрастания дебита. По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

б. Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

----Значительные затраты времени на получение индикаторной кривой при исследовании скважин по методу установившихся отборов обусловили поиск метода получения параметров пласта при непродолжительных исследованиях. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте становится неустановившимся и, в связи с этим, используемые в методе теоретические решения становятся неприемлемыми.

Очевидно, что для условий неустановившейся фильтрации требуется новое теоретическое решение, устанавливающее связь между изменением дебита, давлением и временем.

Исследования проводят в следующей последовательности.

1)      В скважину спускают скважинный манометр, который регистрирует на бланке меловой бумаги изменение давления на забое во времени.

2)      После непродолжительной выдержки манометра на забое работающей скважины ее закрывают.

3)      Через два, три часа пребывания манометра на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения давления во времени.

в. Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин .

Для измерения Р на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.

Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

По результатам эхометрии определяется уровень жидкости в затрубном пространстве скважины. Исследование производится с помощью эхолота - прибора для измерения положения уровня жидкости в скважине. Суть эхолотировани: в трубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходящий и

отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы. Лента перемещается с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью.

Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин для ОАО "Томскнефть"

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

КОНСПЕКТ

лекций по курсу

«Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин» для ОАО «Томскнефть»

СОДЕРЖАНИЕ

1. Цели гидродинамических методов исследования скважин

2. Задачи промысловых исследований

3. Гидродинамические параметры пластов и скважин

4. Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов

5. Исследования скважин при установившихся режимах работы

5.1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации

5.2 Последовательность проведения исследований

6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам

7. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое)

7.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки

7.2 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины

7.2.1 Интегральный метод Э.Б. Чекалюка

7.2.2 Дифференциальный метод Ю.Н. Борисова

7.3 Экспресс-метод

7.4 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов

7.5 Метод гидропрослушивания

8. Примеры обработки результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления

9. Технология гидродинамических исследований скважин и пластов

9.1 Исследование добывающих и нагнетательных скважин при установившихся режимах работы (методом установившихся отборов)

9.2 Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления

9.3 Исследование скважин, оборудованных ШСН и ЭЦН

9.4 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин экспресс-методами

10. Глубинные автономные манометры

10.1 Геликсные манометры

10.2 Пружинно-поршневые манометры

10.3 Компенсационные манометры и дифманометры

11. Приборы для измерения расхода жидкости и газа

11.1 Дебитомеры с управляемым пакером

11.2 Комплексные приборы

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Цели гидродинамических методов исследования скважин

Основная цель исследования залежей и скважин -- получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:

- промыслово-геофизические,

- дебито- и расходометрические,

- термодинамические

- гидродинамические.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются:

- электрические свойства пород (электрокаротаж),

- радиоактивные (радиоактивный каротаж -- гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи),

- акустические (акустический каротаж),

- механические (кавернометрия) и т. п.

Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор -- расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости , что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины -- построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. Расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки.

С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.

Задача определения абсолютных значений этих величин с необходимой точностью, а также изучения характера их изменения во времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.

В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования процессом разработки месторождений непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений. За последние годы в нашей стране и за рубежом разработаны различные глубинные приборы для измерения давлений, температур, уровней, расходов и других величин; созданы специальные устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т. д.

Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться. Предусмотренное усиление работ по изысканию новых, более эффективных методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений по значительному повышению степени извлечения нефти и газового конденсата из недр потребует для своего осуществления создания информационно-измерительных систем, обеспечивающих действенный контроль за ходом процессов выработки продуктивных пластов, а также комплекса глубинных приборов для оценки эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа. Поэтому все большее значение приобретают и вопросы, связанные с методами глубинных измерений исходных параметров, теоретическими и физическими принципами создания глубинных приборов, техникой проведения измерений в скважинах.

2. Задачи промысловых исследований

Для подсчета запасов нефти и газа, составления проектов разработки объектов, установления технологических режимов работы скважин и пластов и решения вопросов оперативного регулирования необходим следующий комплекс сведений.

1. Горногеометрическая характеристика пласта и залежи: глубина залегания, площадь распространения, положение непроницаемых границ и включений и их протяженность, начальное положение контуров нефтеносности, степень и характер расчленения пласта по разрезу, эффективная мощность пласта h и характер ее изменения по площади и т. д.

2. Гидродинамические и коллекторские свойства пласта: пористость т, проницаемость k, пьезопроводность , гидропроводность , продуктивность К, нефтенасыщенность ун, и газонасыщенность уг начальное и текущее давления и т. п.

3. Физико-химические характеристики пластовых жидкостей и газов: вязкость м, плотность с, давление насыщения и другие, а также зависимости их от давления, температуры и газонасыщенности.

Процессы фильтрации жидкостей и газов в реальных пластах из-за значительной измен-чивости их гидродинамических свойств чрезвычайно сложны. Поэтому для изучения и управле-ния процессами добычи необходима информация не только о начальном состоянии залежи, но и о закономерностях изменения указанных параметров при разработке месторождения.

Одной из главных задач гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки является выявление общей картины неоднородностей пласта по площади.

На стадиях пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения задачами гидродинамических исследований являются:

1) уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемого объекта, необходимых для дальнейшего проектирования;

2) получение информации о динамике процесса разработки, необходимой для его регулирования;

3) определение технологической эффективности мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон скважин, гидроразрыв и т. д.).

Каждым из указанных видов исследования (геологические; геофизические; гидродинамические и лабораторные) не обеспечивается получение всего комплекса сведений и тем более с одинаковой достоверностью. Только в результате сочетания различных методов можно определить параметры, характеризующие начальное и текущее состояния процесса разработки, с той степенью достоверности, которая может быть достигнута при современном уровне теории и техники промысловых исследований.

Для получения полной информации необходимы систематическое исследование и контроль за процессом добычи на всех стадиях разработки месторождения: от разведки до промышленной эксплуатации включительно. Как известно, на стадии разведки из-за небольшого числа разведочных скважин невозможно учесть все детали строения продуктивного пласта и изменения его гидродинамических свойств. При проектировании принимаются осредненные параметры, характеризующие свойства пластов и пластовых жидкостей. Поэтому в проектах разработки не учитывается вся совокупность геологических и физико-химических факторов, влияющих на процесс разработки месторождения.

При освоении залежи объём информации возрастает, что позволяет составить более полную картину неоднородности пласта и внести необходимые коррективы в проект разработки. Чтобы выбранная система разработки полнее соответствовала выявляющейся картине неоднородности, в процессе эксплуатации месторождения необходимо осуществлять ее регулирование принять меры к изменению принятой системы, ибо только тогда обеспечиваются наиболее высокие технико-экономические показатели разработки залежи.

Эффективность мероприятий по регулированию процесса добычи также зависит от детального знания свойств пластов и о ходе процессов их разработки. Эти сведения могут быть получены с помощью исследований и контроля за добычей нефти.

В общем случае система контроля процесса добычи нефти должна обеспечить получение данных, достаточных для установления текущих значений следующих факторов:

распределения запасов нефти и газа по площади и разрезу залежи;

распределения давления по площади каждого пласта и в отдельных случаях - в прилегающей к залежи законтурной области пласта;

распределения притоков и поглощений нефти, воды и газа по разрезу;

распределения коэффициентов продуктивности и приемистости по интервалам.

3. Гидродинамические параметры пластов и скважин

Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой НГМ, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта, коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

1) коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту - показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу.

, (3.1)

Размерности ; ; ;

В литературе обозначение коэффициента продуктивности можно встретить через греческую букву з .

Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

(3.2)

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины:

гидродинамический скважина пласт манометр

; (3.3)

Qв - расход воды, закачиваемой в данную скважину.

2) коэффициент гидропроводности пласта

; ; (3.4)

К и связаны между собой.

. (3.5)

подвижность жидкости в пласте k/

Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти)

; (3.6)

коэффициент проницаемости пласта k - важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды - характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

[k]=м2 , мкм2, Д, мД. 1Д=1000мД=1,02мкм2=1,0210-12 м2.

Способы определения коэффициента проницаемости k:

- Лабораторный - через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью , с объемным расходом Q, при перепаде давления на входе Р1 и выходе Р2 этого образца . Тогда согласно закона Дарси:

, 1-P2 (3.7)

; (3.8)

Преимущество этого способа - наиболее точный, недостаток - показывает значение К только в точке отбора керна.

- Геофизический - определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа - характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины

- Гидродинамический - позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласт (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный чем лабораторный.

5) коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта:

- формула Щелкачева; (3.9)

[]=, []=10…10 м/с -для реальных пластов.

где и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

- коэффициент упругоемкости пласта; Паили см2/кгс;

m - эффективная пористость, доли единицы.

6) гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

а) приведенным радиусом скважины

Приведенный радиус скважины - это радиус такой воображаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина.

rпр=rc е-с, где с=с1+с2 (3.10)

б) коэффициентом совершенства (3.11)

4. Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов

Информация, получаемая по данным промыслово-геофизических исследований скважин и лабораторных исследований образцов горных пород, не достаточно точно характеризует свойства пласта в целом или те свойства, которые резко могут изменяться по площади его распространения, т.к. объем исследуемой зоны составляет незначительную долю от объема пласта. Кроме того, определение комплексных гидродинамических параметров ( ) расчетным путем по данным геофизических и лабораторных исследований, как правило, не позволяет получить достоверную информацию об осредненных значениях и пласта в районе исследуемой скважины или на участках между несколькими скважинами.

В этом смысле существенное преимущество перед геофизическими и лабораторными методами изучения пластов имеют гидродинамические исследования, основанные на непосредственных измерениях дебита, давления и расстояния между скважинами.

По данным гидродинамических исследований можно определить численные значения параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, а также определить особенности их строения (наличие неоднородностей, непроницаемых границ).

В то же время, имея дополнительные данные, получаемые по результатам лабораторных и геофизических исследований о вязкости жидкости и толщине пласта, можно достаточно точно определить осредненную проницаемость пласта в районе исследуемой скважины или на участке между двумя скважинами.

В настоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие гидродинамические методы исследования скважин и пластов.

а) исследование скважин при установившихся* режимах работы (исследование на приток);

Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины и измерении на каждом установившемся режиме Q и соответствующего ему Рс.

Используют: 1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин;

2) при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей.

Цель: определить К (К') скважины, k.

б) исследование скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

Заключается: в прослеживании изменения забойного давления после остановки или пуска скважины в эксплуатацию или при изменении режима ее работы, в условиях проявления в пласте упругого режима.

Применяют: 1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин;

2)при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной смеси.

Цель: определить ,k, ,, и К.

в) исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие -- реагирующими), этот способ иногда называется методом гидропрослушивания;

Предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами.

Заключается: в наблюдении за изменением давления давления в одной из них (пьезометрической или простаивающей) при создании возмущения в другой ( добывающей или нагнетательной).

Используют: при фильтрации в пласте однофазной жидкости или водо-нефтяной смеси.

Цели: определить и ж пласта в районе исследуемых скважин.

г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта;

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

*Понятие «установившиеся режимы» предусматривает практическую неизменность показателей работы скважин в течение нескольких суток.

5. Исследования скважин при установившихся режимах работы

5.1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации

Метод начали использовать с 1930 года.

Цель исследования - определение режима фильтрации нефти (газа) в ПЗП, определение гидропроводности, продуктивности, проницаемости ПЗП.

Задачи исследований: исследовать скважину на установившихся режимах - это найти зависимость между:

дебитом скважины и забойным давлением Q=f(Рзаб),

дебитом скважины и депрессией на пласт Q=f(Pпл-Рзаб).

Графическое изображение этих зависимостей называется индикаторными линиями.

Особенности исследований - дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания ( Рпл) и на забое скважины (Рзаб). Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости (Рис 5.1). Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии.

Рис. 5.1. График распределения давления по пласту от скважины к контуру питания

Из рис.5.1. видно, что основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до10-20 м от скважины.

Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, мы определим параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС).

Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях:

1 допущение - метод основан на допущении, что скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Рпл. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин.

2 допущение - возмущения, произведенные в скважине не передаются за пределы этой зоны.

3 допущение - режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

Время перехода с одного режима на другой режим называется периодом стабилизации.

Период стабилизации может определятся минутами, часами, сутками и зависит от многих факторов. Период стабилизации рекомендуют определять по формуле:

, (5.1)

где Rк - радиус контура питания;

ж - пьезопроводность пласта, см/с.

При прочих равных условиях Тстаб меньше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости.

Таким образом, для одиночной скважины с круговым контуром питания для радиального притока жидкости к скважине справедлива формула Дюпии:

(5.2)

где Q - дебит скважины, см3/с;

k - проницаемость продуктивного пласта, мкм2;

Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давление, кгс/см2;

h - толщина пласта, см;

- вязкость жидкости, мПас;

Rк - радиус контура питания, м;

Rс - радиус скважины, м.

Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока:

Q=K(Pпл-Рзаб), (5.3)

где К - коэффициент продуктивности

(5.4)

5.2 Последовательность проведения исследований

1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов - для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика).

Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют заб ().

Для газовых скважин - это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины.

Для нефтяных скважин:

а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации.

Б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:

· изменением длины хода полированного штока (l);

· изменением числа качаний балансира (n);

· одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.

Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибе-гают изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах Ндин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле:

Рзаб=g(H-Hдин) (5.5)

На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.

На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл>Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют в конце периода установления. После этого скважину переводят на новый режим.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье.

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют:

а) дебит нефти (газа);

б) пластовое давление;

в) забойное давление;

г) количество выносимого песка;

д) количество выносимой воды;

е) газовый фактор продукции скважины.

В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации Рзабi>Pнас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Рзаб и = Рпл-Рзаб только на одном режиме.

Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на «Спутники». Нефть подается только в закрытые сборные пункты.

На стадиях разведки и освоения нефтегазовых месторождений дебит жидкости каждой скважины часто определяют с помощью мерников - открытых емкостей - вертикальные или горизонтальные сосуды (цистерны, прямоугольные сосуды). Продукция скважины направляется в мерник на определенный промежуток времени, который зависит от его вместимости и производительности (дебита) скважины.

Объемный дебит определяют по формуле:

; (5.6)

где F-средняя по высоте мерника площадь;

h3-h2- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др.);

t- время измерения, час.

Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (nв), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин.

Тогда дебиты:

, , или (5.7)

Для определения Q в т/сут объемные дебиты умножаем на плотность нефти и воды.

Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на ГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Пластовое давление - определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах.

Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями:

прямым - с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный);

расчетным - гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изме-няется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движе-нии двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д. Значения Рзаб получаются менее точными:

а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа 0:

Рзаб = Ру+gжН

б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимисти от давления ж = f(H) = f(P)

Рзаб=Ру+gHж(Н) - графоаналитический метод

в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи

Рзаб=(Н-Ндин)gж(Н)

где Ндин -динамический уровень жидкости в скважине.

3. По результатам исследований заполняют таблицу

Таблица 5.1

Результаты исследования скважины

Режим

Рпл

Рзабi

Pi=Рпл-Рзаб

Qi

1

Рпл

Рзаб1

1

Q1

К1

2

Рпл

Рзаб2

2

Q2

К2

3

Рпл

Рзаб3

3

Q3

К3

4

Рпл

Рзаб4

4

Q4

К4

4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований.

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси.

Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f()) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f()).

При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность =Рпл-Рзаб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи

(5.8)

где Q -- объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл -- среднее давление на круговом контуре радиуса Rк.

Рис. 5.2. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)

Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пластовому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими.

Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 5.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб Рпл=Рк.

Рис. 5.3 Индикаторная диаграмма Q = f()

Индикаторная диаграмма Q=f() строит-ся для определения коэффициента продуктивности скважин К.

(5.9)

В пределах справедливости линейного зако-на фильтрации жидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f(),коэффициент продуктивности является величиной постоянной и

численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.

(5.10)

Откуда коэффициент гидропроводности (5.11)

И проницаемость пласта в призабойной зоне (5.12)

Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям.

В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом.

По коэффициенту продуктивности определяются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине:

; (5.13)

. (5.14)

где - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти;

Rк - радиус контура питания rc - радиус скважины по долоту;

h - эффективная толщина вскрытого скважиной пласта;

с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жидкости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскрытия).

Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c1+c2, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В.И. Щурова, исходя из степени вскрытия пласта , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в колонне и глубины каналов в пласте при перфорации .

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 - установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси P (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб


Смотрите также