Периодически работающая скважина уравнение квд

1. Промысловые и гидродинамические исследования скважин. 4

2. Кривая восстановления давления (КВД). 7

2.1 Обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при

установившихся режимах 7

2.2 Обработка кривых восстановления давления методами без учета

2.3 Метод касательной 13

2.4 Метод Хорнера 16

3 Факторы, влияющие на характер кривых восстановления давления. 18

Используемая литература 21

Введение
Нестационарные методы исследования газовых скважин базируются на процес­сах перераспределения давления в пласте при их пуске в работу и после останов­ки. Характер и темп распределения давления в пласте зависят от свойств газа и пористой среды. Связь темпа и характера распределения давления в пласте при пуске и остановке скважин указывает на возможность использования измене­ния давления во времени для определения фильтрационных и емкостных свойств пласта.

Между фильтрационными и емкостными параметрами пласта и характером распре­деления давления имеется функциональная зависимость, которая используется для определения параметров пористой среды. Для получения аналитической зависимости между распределением давления и параметрами пласта считается, что скважина расположена в центре круговой залежи конечного или бес­конечного размера с постоянными толщиной, пористостью, проницаемостью и, что если пласт конечных размеров, то до достижения контура питания условия на контуре пласта не влияют на работу скважины. Если распределение давления достигло контура, то начинается общее истощение залежи.

Существуют два нестационарных процесса, позволяющие определить параметры газоносного пласта путем:

1. Снятия изменения давления во времени после остановки скважины, процесс восстановления давления (КВД);

2. Снятия изменения давления и дебита после пуска скважины в эксплуатацию, снятие процесса стабилизации давления и дебита (КСДиД).

Кривые восстановления забойных давлений (КВД) являются одним из известных и распространенных методов гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Под гидродинамическими исследованиями скважин понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени, относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках – параметрах пластов и скважин.

1. Промысловые и гидродинамические исследования скважин.

Исследования скважин и пластов проводятся с целью получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов 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 достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи.

Изучение характеристики залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти.

Для оценки извлекаемых запасов залежи, тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента

нефтеотдачи. Этот показатель является наиболее важным при окончательном определении эффективности разработки месторождения. Далее необходимо оценить промышленное значение залежи, для этого необходимо знать товарные качества нефти, а также свойства залежей, определяющие производительность скважин, толщину и проницаемость пласта, вязкость жидкости в пластовых условиях.

После того, как установлены промышленные запасы нефти и принято решение о вводе залежи в промышленную эксплуатацию, приступают к составлению технологической схемы или проекта разработки залежи. Для этой цели, кроме той информации, которая уже имеется и использована в подсчете запасов, необходим комплекс данных об изменении гидродинамических характеристик пласта по площади залежи и в законтурной области, о продуктивности пласта в целом и отдельных его интервалов в различных частях залежи, об эффективности применяемых способов вскрытия пласта и перфорации скважин, об условиях работы скважин.

В процессе промышленной эксплуатации скважин их исследуют главным образом с целью уточнения гидродинамических характеристик пластов, выявления действительной технологической эффективности отдельных элементов, принятой системы разработки (система поддержания пластового давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин) и определения эффективности проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности добывающих скважин.

Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.

К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.

По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей. Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов.

К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

Гидродинамические исследования скважин – совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация гидродинамических исследований скважин позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания, характера насыщения пласта и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения).

Гидродинамические методы моделирования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Построение гидродинамической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Создание структурной модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели – наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а также учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная гидродинамическая модель – основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта. Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, – один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных географической информационной системы и проектирования разработки нефтяных месторождений.

Анализ гидродинамических исследований скважин основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А.

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только засчёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнуюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

2.1 Обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах.
Технология проведения гидродинамических исследований скважин при установившихся режимах заключается в последовательном измерении дебитов скважин на различных установившихся режимах ее эксплуатации, то есть при различных забойных давлениях Р_С. Кратко последовательность проведения основных операций можно представить следующим образом:

1. Скважина работает при каком-либо установившемся режиме (то есть ее забойное давление и дебит Q не изменяются, или практически не изменяются с течением времени). Данный режим принимают в качестве одного из режимов исследования. Для данного режима выполняются замеры забойного давления и дебита. В механизированных скважинах, необорудованных глубинными измерительными приборами, проводят регистрацию устьевых параметров с последующим их пересчетом в забойное давление.

2. Режим работы скважин изменяется путем смены штуцера (в фонтанных скважинах), либо параметров работы насосов – в механизированных.

3. По истечении времени, необходимого для стабилизации процессов в скважине (определяется индивидуально для конкретных условий), на следующем режиме также выполняют измерения забойного давления и дебита.

4. Таким образом выполняются замеры на шести – восьми режимах эксплуатации скважины. При этом желательным является проведение исследований на широком диапазоне изменения забойных давлений.

5. По окончании исследований скважину, как правило, закрывают для регистрации пластового давления Р_ПЛ.

Выполненные таким образом замеры позволяют получить информацию о дебитах скважин для различных забойных давлений. Далее, при наличии известного пластового давления Р_ПЛ, для каждого из режимов вычисляется величина депрессии (ΔР_ПЛ) как разность между пластовым давлением и забойным давлением для данного режима.

Далее строят график в координатах «Дебит – Депрессия», который называется индикаторной диаграммой (рисунок 1). По виду индикаторной диаграммы можно сделать вывод об особенностях фильтрации жидкости к исследуемой скважине, и, в частности, о законе фильтрации.

Рисунок 1 Типовые формы простейших индикаторных диаграмм нефтедобывающих скважин

Если индикаторная диаграмма имеет вид прямой, выходящей из начала координат (прямая 1 на рисунке 1), то в зоне дренирования пласта исследуемой скважиной происходит фильтрация жидкости по линейному закону. Приток может быть описан формулой Дюпюи

коэффициент проницаемости пласта

толщина пласта

µ – динамическая вязкость нефти

радиус контура питания

радиус скважины

Одной из вероятных причин нелинейности индикаторной диаграммы (выпуклости к оси дебитов, кривая 2 на рисунке 1) является нарушение закона фильтрации вследствие возникновения инерционной составляющей фильтрационного сопротивления. В качестве уравнении притока в таком случае используют двучленную формулу

и коэффициенты фильтрационных сопротивление, обусловленные, вязкостным трением и инерцией

Кроме нарушения закона фильтрации, к искривлению индикаторной диаграммы и ее выпуклости к оси дебитов (кривая 2 на рисунке 1) могут приводить и другие факторы, например, разгазирование нефти в пласте, деформации коллектора.

В случае, если вероятной причиной искривления индикаторной диаграммы считается разгазирование нефти, ее интерпретация может быть проведена с использованием вместо давления функции Христиановича Н, учитывающей процессы, сопровождающие процесс разгазирования. В этом случае формула дебита принимает вид

значения функции Христиановича для пластового давления

значения функции Христиановича для забойного давления

Вычисление значений функции Христиановича может быть выполнено по схеме

безразмерное давление

функция Хрисиановича

газовый фактор

динамическая вязкость газа

атмосферное давление

Безразмерные значения функции Христиановича могут быть вычислены по известным значениям безразмерного давления в соответствии с формулами

при

при

при

Вогнутость индикаторной диаграммы (кривая 3 на рисунке 1) к оси дебитов свидетельствует о возможном подключении в период исследования ранее не работавших пропластков либо о нарушении технологии проведения замеров. Кроме представленных простейших видов индикаторных диаграмм существуют более сложные, обусловленные, например, проявлением неньютоновских свойств нефти.

Обработка линейной индикаторной диаграммы заключается в вычислении коэффициента проницаемости из формулы Дюпюи. При этом дебит и депрессия принимаются по координатам любой точки индикаторной диаграммы, лежащей непосредственно на прямой.

Рисунок 2 Схема обработки линейной индикаторной диаграммы

По соотношению дебита и депрессии для выбранной точки определяют величину коэффициента продуктивности скважины

Затем вычисляют коэффициент проницаемости пласта

Обработка нелинейной индикаторной диаграммы (при принятии гипотезы о нарушении закона фильтрации как причины ее отклонения от прямой) может быть выполнена в соответствии с двухчленной формулой притока.

Индикаторная диаграмма перестраивается в координатах (рисунок 3). Целью перестроения является приведение графика к прямолинейному виду (для упрощения дальнейшей обработки). Полученная прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А, являющийся, по сути, величиной коэффициента фильтрационного сопротивления, обусловленного вязкостным трением. Снимая значение данного параметра с графика, вычисляют величину коэффициента проницаемости пласта

По углу наклона прямой определяют коэффициент

Рисунок 3 Схема обработки индикаторной диаграммы по двучленной формуле притока нефти

1. Обработка кривых восстановления давления методами без учета послепритока.

Данный метод исследования скважин основан на теории неустановившейся фильтрации жидкости. Самый распространенный вид исследования скважин при неустановившихся режимах – снятие кривой восстановления давления. Для этого скважину, работающую при установившемся режиме ( , ), останавливают и фиксируют темпы восстановления забойного давления (забойные давления в различные моменты времени t после остановки скважины). По результатам замеров строится график – кривая восстановления давления (КВД) – рисунок 4.

Рисунок 4 Кривая восстановления давления в координатах Р – t
Кривую восстановления давления обрабатывают с целью получения той или иной информации о строении и свойствах пластовой системы. Основное различие всех методов заключается в том, при помощи какого уравнения описывают процесс восстановления давления, какие факторы учитывает, а какие – нет, данное уравнение.

Одним из главных факторов, оказывающих влияние на процесс восстановления давления и график КВД, является так называемый послеприток, или постэксплуатационный приток. Под послепритоком понимается поступление из пласта в скважину после ее остановки значительных объемов флюида, обусловленное наличием объема в стволе скважины, который может быть заполненным. Послеприток постепенно затухает спустя некоторое время после остановки скважины.

В связи со значительным влиянием описанного выше явления на процесс восстановления давления все методы обработки КВД принято делить на две группы: с учетом и без учета послепритока. Методы без учета послперитока значительно менее трудоемки, чем методы с его учетом, и поэтому в больше 14 степени распространены. Наиболее распространенными методами без учета послепритока считаются метод касательной и Хорнера.

С некоторыми допущениями процесс восстановления забойного давления в скважине можно описать основным уравнением упругого режима

пьезопроводность пласта

забойное давление спустя период времени t после остановки скважины

забойное давление в момент начала исследования

Уравнение можно переписать

Формула для коэффициента В может быть также представлена в виде

комплексная фильтрационная характеристика коллектора, называемая коэффициентом гидропроводности

Кривая восстановления давления (КВД) в координатах является прямой линией. Однако под влиянием уже описанного послепритока, а также зональной неоднородности коллектора (наличие призабойной зоны с проницаемостью, отличной от остальной, удаленной от скважины, части пласта) форма фактического графика на начальном участке отклоняется от теоретического вида, то есть от прямой (рисунок 5).

Рисунок 5 Фактическая (1) и теоретическая (2) кривые восстановления давления

Для обработки следует выбирать участок, неискаженный влиянием послепритока и зональной неоднородности коллектора: как правило это заключительный прямолинейный участок, на котором КВД приближается к своей асимптоте. Продолжением выделенного прямолинейного участка до оси ординат определяют значении А, по уклону этого участка – В ( ) (рисунок 6).

Коэффициенты А и В, определенные по графику, являются составляющими уравнением упругого режима, то есть получив их значения путем обработки графика, при известных прочих параметрах, можно определить искомые значения гидропроводности и проницаемости.

Рисунок 6 Схема обработки КВД

Таким образом, обработка кривой восстановления давления в соответствии с методом касательной проводится по следующей схеме:

1) Построение графика КВД в координатах .

2) Выделение прямолинейного участка для обработки. При этом участок, выделенный для обработки, должен быть максимально представительным.

3) Определение уклона В выделенного участка и отрезка А, отсекаемого его продолжением на оси ординат.

4) Определение коэффициента гидропроводности

5) Определение коэффициента проницаемости

Вычисленные при обработке КВД методом касательной фильтрационные характеристики (проницаемость и гидропроводность) характеризуют удаленную зону пласта, поскольку они получены по участку КВД для заключительного периода исследования, когда волна перераспределения давления, вызванная остановкой скважины, достигла периферийной части зоны дренирования.

Для решения важнейшей практической задачи – оценки состояния призабойной зоны пласта (ПЗП), метод касательной может быть продолжен и сведен к определению скин-фактора S.

Скин-фактор − безразмерный параметр, характеризующий дополнительные потери давления вблизи скважины при движении к ней флюида. Поскольку основной причиной наличия дополнительных потерь давления является зональная неоднородность коллектора, в практике принято считать, что скин-фактор характеризует состояние призабойной зоны.

Порядок трактовки величины скин-фактора при оценке состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) следующий:

– положительное значение скин-фактора (S > 0) свидетельствует об ухудшении проницаемости коллектора в призабойной зоне пласта ПЗП;

– отрицательное значение скин-фактора (S Все эти факторы искажают или начальные, или конечные участки кривых восстановления давления.

Заключение
Гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин (ГДИС) занимают особое место в общем комплексе проблем управления разработки нефтяных месторождений на основе интегрированного, междисциплинарного подхода с использованием современных научно-технических достижений.

В работе рассмотрены методы обработки кривой КВД. Кривые восстановления забойных давлений (КВД) являются одним из известных и распространенных методов гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

В работе рассмотрены цели исследования скважин и пластов, методы изучения продуктивности пластов. В работе рассмотрен метод кривой восстановления давления (КВД), применяемый для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами, рассмотрена обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах.

В работе подробно рассмотрены обработка КВД методом касательной и методом Хорнера, рассмотрены допущения, которые применяют при расчётах по этим методам. Рассмотрены схемы, по которым ведётся обработка кривой восстановления давления. В работе рассмотрены факторы, влияющие на характер кривых восстановления давления.

1. Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Каневская Р. Д. и др. Подземная гидромеханика. − Ижевск: Издательство ИжГУ, 2005

2. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М.: Недра, 1994

3. Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин. – М.: Инфра-Инженерия, 2010

4. Куштанова Г. Г. Обработка кривой восстановления давления с учётом притока. – Казань: Издательство КГУ, 2010

5. Мартюшев Д. А. Гидродинамические исследования скважин. – Пермь: Издательство ПГТУ, 2016

6. Пономарева И. Н., Мордвинов В. А. Подземная гидромеханика. – Пермь : Издательство ПГТУ, 2009

7. Хисамов Р. С., Сулейманов Э. И., Фархуллин Р. Г. и др Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999

8. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Инфра-Инженерия, 2008

Видео:Герметизация устья скважины. Управление скважиной при бурении наземным ПВОСкачать

Кривая восстановления уровня

Видео:Скин фактор. Влияние параметров работы скважины на ее дебитСкачать

Гидродинамические методы моделирования

Гидродинамические методы моделирования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Построение гидродинамической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Создание структурной модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели – наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная гидродинамическая модель – основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта. Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, – один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных географической информационной системы и проектирования разработки нефтяных месторождений.

Видео:Методы глушения добывающих скважин. Управление скважиной при КРССкачать

Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) – совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть / вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.

Видео:Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта – это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважиных, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно: в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах, при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов, при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Видео:Гидродинамическое исследование скважин - электронный курсСкачать

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только засчёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнуюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Видео:Причины обводнения продукции скважины их идентификация и технологии ликвидации. Изоляционные работы.Скачать

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть не фонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР – газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР – обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием испытателя пластов на трубах.

Видео:Лохи Капитального ремонта скважинСкачать

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4–5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом кривой восстановления давления в остановленной скважине.

Видео:Как мы раскачивали скважину с малым дебитом водыСкачать

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Видео:Методы глушения скважин. Управление скважиной при бурении наземным ПВОСкачать

Гидродинамическое моделирование при гидроразрыве пласта

Для того, чтобы получить наибольший эффект на новых скважинах и на тех, что уже были и использовались в работе, можно использовать гидроразрыв пласта. Гидродинамическое моделирование часто применяется при гидроразрыве пласта. Независимое применение технологий моделирования гидроразрыва и испытания скважины для понимания характеристик гидроразрыва является общепринятой практикой. И испытание скважины, и моделирование гидроразрыва требуют получения определенного набора данных. При получении достаточного объема данных интеграция результатов испытания скважины и данных моделирования гидроразрыва пласта может привести к значительному повышению экономических показателей за счет усовершенствования проектов обработки.

Важнейшим фактором успешности процедуры гидроразрыва пласта является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва – передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины.

Основными характеристиками системы «жидкость разрыва – проппант» являются: реологические свойства «чистой» жидкости и жидкости, содержащей проппант; инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины; способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения; возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта; совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями; физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т. е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50‑х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых – гуаровая смола игидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех гидроразрывов пластов производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех гидроразрывов пластов. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном этоантифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины – в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смесиуглеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкойазота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т. п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций гидроразрыва пласта более высоким темпом нагнетания.

Важнейшим элементом подготовки является сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки гидроразрыва пласта, можно подразделить на три группы: геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород); характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т. п.); свойства жидкости разрыва и проппанта.

Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.

В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированиюгидроразрыва пласта, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы: расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости; технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений; комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Создание оптимальной технологии гидроразрыва пласта подразумевает соблюдение следующих критериев: обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения; максимизация глубины проникновения проппанта в трещину; оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта; минимизация стоимости обработки; максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа.

В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения гидроразрыва пласта на объекте:

1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

2. Определение оптимальной геометрии трещины – длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

7. Расчет экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта.

Видео:Оценка скин-фактора согласно: наклона скважины относительно пласта и эффективный радиус скважины.Скачать

Кривая — восстановление — уровень

При нагнетании воды через бурильные трубы фильтр-оп-робователь диаметром 50 — 70 мм погружается в породы водоносного горизонта с вращением или без вращения с расхажива-нием инструмента. Затем проводят откачку воды через бурильные трубы поршневым насосом или эрлифтом и замеряют в процессе откачки дебит и понижение уровня в бурильных трубах, а после откачки прослеживают кривую восстановления уровня и замеряют пьезометрический уровень исследуемого пласта.

Уровень жидкости в скважине снижают до приема насоса, после чего скважину останавливают. Одновременно через заданные промежутки времени производится замер дебита затрубного газа и уровня жидкости и по этим данным строят кривую откачки.

Для построения кривой восстановления уровня производятся те же операции, но в обратном порядке. На построенной кривой восстановления уровня берется ряд точек и по формуле ( 14) определяют дебиты жидкости при соответствующих забойных давлениях, по которым строится индикаторная кривая.

Оно заключается в том, что в процессе определения положения статического уровня легко снимается кривая восстановления уровня во времени. Кроме того, характер кривой восстановления уровня позволяет судить о некоторых параметрах пласта и состоянии призабойной зоны скважины.

Как видно, КВУ, записанная до ГРП, имеет обычный вид, где давление в скважине монотонно возрастает, приближаясь при времени записи в течение двух-трех суток к уровню, равному пластовому давлению. Кривая б), соответствующая случаю, когда в призабойной зоне сформировалась глубокая вертикальная трещина высокой проводимости, имеет заметно отличающийся вид.

Здесь обнаруживается излом на кривой восстановления уровня. Появление излома на КВУ свидетельствует о том, что процессы фильтрации жидкости в зоне нахождения трещины отличаются от обычных процессов радиальной фильтрации. [35]

Пробные и опытные откачки проводятся с целью очищения пласта и определения его гидрогеологических параметров.

Откачки осуществляются на 2 — х режимах с помощью эрлифта в течение 2 — 3 суток. При этом определяется дебит при различных понижениях уровня, а в конце снимается кривая восстановления уровня и отбираются пробы воды и растворенного газа.

В некоторых скважинах опробовано два и более объектов.

В неглубоких разведочных скважинах с естественным уровнем подземных вод, располагающимся близко от поверхности ( до 5 м), мгновенный налив или откачка ( оттартывание) могут быть осуществлены быстрым введением или изъятием фиксированного объема жидкости.

Начальное возмущение уровня в скважине в этом случае равно s, — F / ca, где со пг % — площадь сечения ствола скважины радиуса rc; F — объем введенной или изъятой жидкости. Неустановившийся фильтрационный поток в пласте, вызванный начальным возмущением уровня, фиксируется в виде кривой восстановления уровня в скважине, соответствующая обработка которой позволяет оценить параметры пласта.

Скорость притока равна скорости возрастания удельного веса жидкости. В первоначальный период после прекращения отбора наблюдается неподвижность уровня. Затем по прошествии некоторого времени, зависящего от газового фактора, диаметра эксплуатационной колонны и глубины погружения насоса под динамический уровень, начинается закономерное повышение уровня до статического положения.

Видео:Как слабый дебит, со временем раскачивается до приемлимого.Скачать

Регистрация и обработка кривых восстановления уровня (КВУ)

Для примера на рис. 64 приведена кривая восстановления уровня в скв.

В связи с этим определение [ л по результатам совмещения фактических кривых с эталонными имеет сомнительную надежность. Для напорных пластов значения JA, полученные таким способом, могут отличаться на порядок и более.

По этой причине в ряде работ [44, 51 — 53, 69, 74, 89, 113] рекомендуются приближенные методы, основанные на использовании конечного участка кривой восстановления уровня в скважине. Учитывая, что эти методы нашли весьма широкое освещение в литературе и, самое главное, что при их использовании могут быть получены ошибочные результаты, остановимся на этом подробнее.

Видео:Проблему обводнения скважин решают инновацииСкачать

Исследования методом кривой восстановления уровня (КВУ)

Исследования методом КВУ проводятся в нефонтанируемых скважинах после; снижения уровня жидкости в стволе в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.)

Следует различать принципиальные возможности данного метода при регистрации кривой изменения давления непосредственно на забое (КВУз) и пересчетным способом при регистрации вторичных параметров (динамических уровней) на устье (КВУу).

По су­ти, это два принципиально отличных метода с разной информативностью и достоверно­стью оценок, но исторически относимых к единому методу оценки давления в условиях послепритока (т.е. к «КВУ»).

Таким образом, исследования могут быть выполнены путем регистрации кривой изменения давления на забое скважины во времени (КВУз, штатный режим) и/или ре­гистрации кривой изменения динамического уровня в затрубье на устье (КВУу, экс­пресс-исследования) .

При исследованиях методом КВУ3 регистрируется непрерывная кривая измене­ния давления во времени на забое скважины.

Если вынос жидкости на устье малове­роятен, измерения проводятся при открытом устье. При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполня­ется синхронная запись кривых изменения во времени забойного, буферного и затрубного давлении. Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при открытом устье, недопустимо.

При исследованиях методом КВУу регистрируются дискретные значения изменения динамического уровня на забое скважины.

Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким га­зовым фактором при обводненности продукции менее 80%.

Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток.

Кратковремен­ные КВУ, длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС как абсолютно неинформативные.

Технология исследования методом восстановления уровня

Исследования методом КВУ проводятся в нефонтанируемых скважинах после снижения уровня жидкости в стволе: в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.)

Исследования могут быть выполнены путем регистрации кривой изменения давления на забое скважины во времени (КВУз.

штатный режим) н/или регистра­ции кривой изменения динамического уровня в затрубье на устье (КВУу, экспресс исследования).

При исследованиях методом КВУ! регистрируется непрерывная кривая измене­ния давления во времени на забое скважины. Если вынос жидкости на устье малове­роятен, измерения проводятся при открытом устье. При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполня­ется синхронная запись кривых изменения давления во времени забойного, буферного и затрубного давлений.

Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при откры­том устье, недопустимо.

При исследованиях методом КВУу регистрируются дискретные значения изме­нения динамического уровня на забое скважины.

Шаг дискретизации выбирается исходя из следующих требований:

• не менее 1-3 мин.
• при времени простоя скважины до 1 часа;
• не менее 5-10 мин. при времени простоя скважины до 3 часов;
• не менее 15 мин. при времени простоя скважины до 10 часов;
• не менее 1 часа при времени простоя скважины до суток;
• 1-3 часа в последующем.

Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким га­зовым фактором при обводненности продукции менее 80%.

Рисунок 1 – Технология КВУу, рост динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и уровня H

Рисунок 2 — Технология КВУз, измерения забойного давления в процессе роста динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и давления P

Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток.

Кратковремен­ные КВУ. длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС, как абсолютно неинформативные.

Кривые изменения давления, динамического уровня н дебита во времени при реализации технологий КВУу и КВУз приведены на рис. 1, 2.

Особенности исследований скважин с динамическим уровнем

В рассмотренных ранее случаях алгоритм интерпретации базировался на том, что влияние процесса заполнения ствола скважины (послепритока) существенно сказыва­ется только на ранней стадии цикла исследований.

В последующем этот эффект ниве­лируется и усиливается влияние массопереноса по пласту, что позволяет разделить при интерпретации эффекты притока в скважину и работы пласта. На этом, в частно­сти, основана рассмотренная в предыдущих разделах интерпретация ГДИС в фонтан­ных и нагнетательных скважинах.

Таким образом, полезно исследовать и малодебитные, непереливающие скважины.

Но в последнем случае для этого нужны специальные технологии проведения работ. Необходимо проводить измерения при пуске или при изменении режима (с использо­ванием соответственно подобранного насоса), либо же выполнять измерения в стати­ке при закрытии скважины на забое.

Если невозможно обеспечить соблюдение по­добных требований, то при формальном использовании методик интерпретации, разработанных для условий малого послепритока, можно получить ошибочные и про­тиворечивые результаты.

Одним из наиболее типичных объектов, где встает обозначенная проблема, яв­ляются скважины, исследуемые в процессе роста динамического уровня (механизиро­ванного фонда или осваиваемые путем свабирования, компрессирования).

Технология исследования таких скважин включает:

■ получение кривых снижения динамического уровня в стволе при эксплуатации или освоении скважины в затрубье и нкт ,

■ получение кривых изменения во времени забойного ,буферного и затрубного давлений в процессе подъема динамического уровня в стволе.

Величины и определяются на устье скважины.

Забойное давление может быть непосредственно замерено глубинным маномет­ром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и дина­мического уровня.

В соответствии с этим различают две технологии исследований: «КВУ-э» (в основе которой замеры уровня эхолотом) и «КВУ-з» (в основе которой замеры давления на забое в процессе роста уровня). Использование данных эхолота ограничено приближенными оценками дебита и продуктивности, их более глубокая интерпретация весьма сомнительна.

Исследования по технологии «КВУ-з» более ин­формативны, В благоприятных условиях результаты таких замеров можно использо­вать для определения практически полного спектра параметров пласта. Рассмотрим способы интерпретации ГДИС по перечисленным технологиям.

Связь значений давления и дебита в скважинах с динамическим уровнем

Малодебитные скважины с пластовым давлением ниже гидростатического ис­следуются впроцессе притока жидкости после снижения уровня в стволе.

Рост давле­ния в процессе притока отражает как гидродинамические параметры пласта, так и ин­тенсивность притока (дебит пласта). Поведение давления и дебита подчиняется следующим закономерностям.

Пусть dP — изменение давления на фиксированной глубине ниже уровня за время dt, dH — изменение отметки уровня за это же время.

,

, (1)

где w — скорость перемещения уровня, q — дебит, S — площадь сечения потока (внут­реннего сечения колонны), — плотность флюида.

или . (2)

Решая это дифференциальное уравнение, получим:

, (3)

📹 Видео

Учебный фильм Геофизические исследования скважинСкачать

Кислотная обработка скважин. Сравнение кислотной обработки на терригенных и карбонатных коллекторах.Скачать