при исследовании скважины методом неустановившихся отборов снимаются параметры

Метод неустановившихся отборов – метод восстановления давления

метод определения фильтрационных характеристик пласта, основанный на изучении неустановившихся процессов фильтрации. Суть метода состоит в прослеживании времени восстановления давления (до начального) в скважине после изменения режима ее работы. Метод основан на законе упругого распределения давления в пласте. Графики восстановления давления называются КВД.

Первая часть кривой прямолинейная и соответствует работе скважины, вторая часть кривой изогнута и соответствует перепаду давления, третий участок кривой прямолинейный

Для добывающих скважин:

∆р= Рпл-Рзаб – величина депрессии на пласт

Эта величина влияет на значение К продуктивности скважины

Кпрд= qж/ Рпл-Рзаб единицы измерения : т/сут/Мпа – показывает добывные способности скважины; qж – определяется из формулы Дюпюи

Для нагнетательных скважин:

∆р= Рзаб –Рпл – репрессия на пласт – величина, показывающая поглащающие способности нагнетательной скважины, позволяет определить коэффициент приемистости скв – ω (определяется из формулы Дюпюи)

Кпрм= ω/ Рзаб –Рпл; единицы измерения – м 3 / Мпа

Кроме коэффициентов продуктивности и приемистости скважин по КВД можно определить проницаемость, все комплексные параметры, приведенный радиус скважины, коэффициент гидродинамического совершенства.

3. Метод гидропрослушивания пласта-

Гидродинамический метод определения фильтрационных характеристик пласта, основанный на изучении неустановившихся процессов фильтрации, но отличающийся от метода восстановления давления тем, что изменение давления регистрируется на забое соседней скважины.

Для исследования используют 2 скважины: 1- возмущающая в которой производят изменение режима (пуск, остановка, периодическая работа) с целью создания импульса; 2 скважина- реагирующая где регистрируется изменение величины Рзаб, вызванного изменением режима работы в возмущающей скважине.

Скорость реагирования зависит от литологии и физических свойств пласта и жидкости. По проведенным замерам строят кривые гидропрослушивания в координатах давление-время. Метод позволяет определить наличие или отсутствие гидродинамической связи между скважинами (следовательно, можно определить наличие экранов, их расположение), кроме этого гидропроводность и пьезопроводность.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.

Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.

Метод восстановления давления

Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во вре­мени. С использованием метода суперпозиции, основная формула упругого ре­жима в данном случае записывается в виде

, (5.16)

где: — увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рзаб.0 перед остановкой (рис.5.5, a);

Кривую Рзаб(t) трансформируют в прямую (рис.5.5,б), преобразуя уравнение (5.16) таким образом:

, (5.17)

где: ;

Рис.5.5. Кривая восстановления забойного давления Р3(t) во времени t (а) и ее обработка по методу касательной (б)

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.17), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят каса­тельную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси орди­нат (см.рис. 5.5.,б) и i как угловой коэффициент прямой:

, (5.18)

Дальше вычисляют гидропроводность

, (5.19)

, (5.20)

, (5.21)

приведенный радиус скважины,

, (5.22)

коэффициент совершенства скважины при известных Rк и радиусу гсд скважины по долоту

, (5.23)

коэффициент продуктивности скважины

, (5.24)

Рис.5.6. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднород­ном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) и круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах

Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с раз­личной степенью проявления аномальных свойств нефти, упругоемкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещино­вато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры и размеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта.

Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закры­тием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответст­вующим повышению Рз. Продолжающийся приток можно изме­рить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно оп­ределить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое дав­ление P₂(t), так как , или использовать зависимость

Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он от­сутствует в полностью заполненной скважине.

В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнитель­ного притока.

Отличие его заключается в том, что в одной скважине вызы­вается возмущение (пуск, остановка скважины или ступенча­тое изменение дебита), а в другой или нескольких других уда­ленных от нее реагирующих (наблюдательных или простаиваю­щих) скважинах фиксируется изменение давления во времени. Поскольку эти изменения давления небольшие, то их регистри­руют с помощью дифманометров или по уровню жидкости в скважине с помощью пьезографов, которые спускают под уро­вень жидкости. Метод позволяет определить усредненные пара­метры пласта между возмущающей и реагирующей скважинами и некоторые его неоднородности. Имеются модификации, ко­торые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления (в виде импульсов, гармонических колебаний и др.). Для получения надежных результатов должны отсутствовать посторонние возмущения (пуски, остановки соседних скважин).

5.3 Система «пласт-скважина» и способы эксплуатации скважин; предел фонтанирования скважины. Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды. Технологический режим работы скважин.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

v фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

v газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

v насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способэксплуатации скважинприменяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Предел фонтанирования – момент времени, в который пластовая энергия становится ниже работы, необходимой для преодоления силы тяжести столба смеси в скважине, сил трения в стволе и энергии, необходимой для транспорта продукции от устья скважины до ГЗУ.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем.

Достоинства газлифтного метода:

ü отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

ü расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт);

ü обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 м 3 /сут);

ü возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

¨ большие капитальные затраты;

¨ повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

¨ быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

При насосном способеэксплуатации подъем нефти из сква­жин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН.

Погружные винтовые насосыстали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1.103 м 2 /с) температурой 70 ˚С, с содержанием механических примесей не более 0.4 г/л, свободного газа на приеме насоса — не более 50 % по объему.

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

Содержание попутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0,2 % (2 г/л); максимальное объемное содержание попутного газа на приеме насоса 10 %; водородный показатель попутной воды рН = 6,0 ¸ 8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,001 % (0,01 г/л).

Современные установки гидропоршневых насосов позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м 3 /сут при высоком содержании в скважинной продукции воды.

Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса.

Источник

Методы неустановившихся отборов

Метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы скважины. При нарушении режима работы скважин ее исследуют методом прослеживания скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и методом прослеживания скорости восстановления забойного давления в фонтанной скважине после ее остановки. При этом получают данные о восстановлении давления Δр и времени t его восстановления.

Результаты этих исследований обобщают в виде графика (рис. 6.3).

Рис. 6.3. Кривая восстановления давления

Построенный таким образом график восстановления давления будет иметь прямолинейный участок. Угловой коэффициент i, отсекаемый продолжением прямолинейного участка на оси ординат, количественно равен тангенсу угла наклона прямолинейного участка к оси времени tgi = рц/(47гКпрНэф). Преобразуя эту формулу, получим

Кпр = 2,3Qμ/(4πНэф tgi), 6.3

По кривым восстановления давления рассчитывают проницаемость, гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопроводность.

Метод гидропрослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления или статического уровня в простаивающих (реагирующих) скважинах, происходящим при изменении отбора жидаости из соседних (возмущающих) скважин, пробуренных на один и тот же пласт. Скорость реагирования скважины в процессе прослушивания пласта зависит от литолого-физических свойств пласта и физико-химических характеристик жидкости.

При изменении отбора жидкости из возмущающей скважины на AQ при длительной эксплуатации ее с новым постоянным дебитом изменение давления в соседних (реагирующих) скважинах в различные моменты времени

Исследования проводят по следующей схеме.

1. По результатам исследований строят фактическую кривую прослушивания в координатах Ар =f(t).

2. На фактическую (экспериментальную) кривую накладывают эталонную кривую, которую строят в тех же координатах для пласта с условными параметрами.

3. Отмечают, с какими координатами фактической кривой совпадают координаты эталонной кривой.

4. По номограммам определяют следующие параметры: пьезопроводность χ гидропроводность КпрН/ μ проницаемость Кпр, подвижность Кпр, проводимость КпрН.

Метод гидропрослушивания позволяет решить следующие геолого-промысловые задачи: определить фильтрационные характеристики залежи в удаленных ее участках, на середине расстояния между возмущающими и реагирующими скважинами; установить гидродинамическую связь между нефтяной и законтурной частями залежи; установить гидродинамическую связь между отдельными частями залежи (между отдельными скважинами); установить гидродинамическую связь между отдельными пропластками мощного продуктивного пласта или отдельными пластами мощного продуктивного горизонта

Кроме того, метод самопрослушивания (снятие кривых восстановления давления в остановленных скважинах за длительное время) позволяет определить: параметры пласта в удаленных его участках; границы выклинивания пласта (его замещения); границы залежи (ВПК); границы фронта закачиваемой воды при законтурном, приконтурном или внутриконтурном заводнении.

Источник

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(рекомендуемое)

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН И ИХ ОСОБЕННОСТИ

С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов, составления технологических схем разработки месторождения по каждой разведочной скважине проводится комплекс исследовательских работ по опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

При опробовании вскрытых пластов устанавливают их нефтегазоносность в процессе бурения скважин с помощью опробователей на кабеле или испытателей пластов на трубах (ИПТ) путем отбора и анализа проб пластовых флюидов.

Под испытанием разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых в процессе бурения или в эксплуатационной колонне с целью установления основных промысловых параметров: дебит скважины, газовый фактор, забойные и пластовые давления, температура, коэффициент продуктивности скважины, проницаемость и гидропроводность пласта, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Продуктивность и геолого-физические характеристики пластов определяются путем выполнения в ходе испытания скважины гидродинамических исследований методами установившихся и неустановившихся отборов.

Под установившимися отборами (установившимся режимом работы) подразумевается работа скважины на штуцере с постоянными забойным и устьевыми давлениями, а также постоянным (установившимся) дебитом скважины.

Под неустановившимся режимом фильтрации подразумевается восстановление забойного давления до пластового (т.е. статического или динамического) при закрытой скважине.

Спуск ИПТ производят после полного или частичного вскрытия объекта бурением и подъема долота. После испытания объекта поднимают ИПТ из скважины и продолжают бурение.

Цикл собственно испытания объекта ИПТ состоит из двух периодов (притока и восстановления давления).

Снижение противодавления на пласт, изменение забойного давления на притоке, характер восстановления пластового давления фиксируются во времени глубинными регистрирующими манометрами, установленными под пакером и в трубах над ИПТ.

При гидродинамических исследованиях перспективного интервала методом ИПТ решаются следующие основные задачи [62]:

Продолжительность освоения, отработки и исследования продуктивных пластов в разведочной скважине гидродинамическими методами определяются величиной проницаемости коллекторов и эффективной мощности пласта.

Под отработкой скважины понимается работа флюидом через штуцер до стабилизации устьевых и забойных давлений и дебита.

Различают два основных типа объектов в разведочной скважине в зависимости от интенсивности притока и качества пластового флюида: нефтяные фонтанирующие и нефтяные не фонтанирующие.

При получении фонтанирующего притока нефти скважина пускается в работу, минуя трапную установку, в коллектор на сбросовый амбар. Как правило, скважина отрабатывается в течение 1.5-2 ч на 6-8-мм штуцере с последующим переходом на 5-мм штуцер. На этом штуцере скважина отрабатывается до полной очистки забоя от механических примесей и воды, после чего скважина считается подготовленной к выполнению гидродинамических исследований.

В процессе отработки скважины замеряются также загрязнение нефти, температура ее на устье, поверхностный газовый фактор, содержание воды в нефти и их плотности. На минимальном штуцере отбираются глубинные пробы нефти в (4÷5) пробоотборники (две пробы нефти пробные и три рабочие) и проба газа сепарации в контейнер.

Перед снятием КВД замеряют распределение давлений и температуры по стволу скважины (через 250 м).

Продолжительность непрерывной регистрации КВД составляет не менее 2÷4 ч. Для медленно восстанавливающихся забойных давлений интервалы между замерами увеличивают до 1 сут.

Для пульсирующих низкодебитных скважин производятся возможные замеры по стволу скважины и на забое только на одном режиме с последующим снятием кривой нарастания забойного давления. Перед пуском в эксплуатацию производят выдержку скважины с целью замера пластового давления в течение 24 ч.

При получении фонтанирующего притока нефти с водой скважину отрабатывают в сбросовый амбар до полной очистки забоя. После этого скважину переводят на оптимальный штуцер и отрабатывают через трапную установку до постоянства дебитов нефти и воды. При этом выполняется такой же комплекс работ, как и для нефтяных фонтанирующих объектов.

По результатам отработки решается вопрос о дальнейших работах по исследованию данного объекта: отработка на штуцерах других размеров, прекращение испытания, проведение изоляционных работ и т.д.

Отбор глубинных проб пластовых флюидов и замер пластового давления производятся в этом случае в обязательном порядке.

Испытание разведочной скважины считается законченным, если по всем интервалам (пластам), назначенным к испытанию, получены результаты, которые позволяют дать качественную характеристику содержимого пласта и определить основные его газодинамические характеристики, а отсутствие притока подтверждается комплексным изучением геолого-физического материала.

Для получения исходной информации о давлениях и температурах в последние годы успешно используются глубинные электронные термоманометры нового поколения (кварцевого, напряженного типов) ведущих зарубежных фирм («KUSTER», «GEOSERVICES» и др.) и отечественного производства («МИКОН», «БашНИПИнефть», УГНТУ и др.). Высокая точность и чувствительность глубинных приборов, возможность непрерывно фиксировать процессы в стволе и на забое скважины в течение 20-30 суток в условиях высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 150°С), хорошие эксплуатационные характеристики значительно расширяют возможности гидродинамических методов исследования объектов поисково-разведочного бурения.

Для обработки и интерпретации результатов ГДИС хорошо зарекомендовал себя пакет прикладных программ W.I.S.E. (Wellsit Interpretation Software and Equipment programs), разработанный французской фирмой GEOSERVICES.

Основной анализ производится в разделе «Interpretation» известными графоаналитическими методами: Хорнера, суперпозиции, M.D.H. и др. На дисплее автоматически рисуется преобразованный график КВД в координатах время/давление. Передвижением курсора определяется прямолинейный участок, по которому вычисляются параметры пласта: гидропроводность, проницаемость, показатель скин-фактора, начальное пластовое давление. Удобный сервис позволяет быстро и наглядно проводить анализ данных.

Посредством пункта меню «Unit Edit» предоставляется возможность пользования международной системой измерения.

Источник