Исследования скважин и пластов

ТИУ Институт дополнительного и дистанционного образования программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дисциплина Исследования скважин и пластов Составил: доцент кафедры РЭНГМ: Левитина Екатерина Евгеньевна 1 При разработке месторождений необходимо иметь достаточные представления о гидродинамических или, как их называют, фильтрационных свойствах пласта, которые позволяют осуществлять постоянный контроль за разработкой залежи в целом и рационально эксплуатировать каждую скважину в отдельности. В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов нефтяных и газовых месторождений используют различные методы, основными из которых являются:  лабораторные исследования образцов горных пород и пластовых жидкостей и газа;  геофизические методы исследования скважин различными методами каротажа;  гидродинамические методы исследования скважин и пластов. 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. 2 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.). 3 Геофизические методы исследований 4 Геофизические методы исследования - 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. • 1. Электрокаротаж. 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, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах. 5 • 2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты. 6 • 3. Нейтронный каротаж (НК) 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. • 4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК 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. 7 • 5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. 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 глинистость и проницаемость разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, 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, зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке. 8 Гидродинамические методы исследований 9 • Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. • 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. 10 Программа ГДИС на этапе разработки месторождения 11 Типы гидродинамических исследований Гидродинамические исследования делят на базовые, стандартные и экспресс исследования:  Базовые исследования проводятся в одиночных (специально отобранных) скважинах по индивидуальным программам.  Стандартные исследования проводятся согласно программе плановых исследований скважин эксплуатационного фонда с использованием апробированных технологий, позволяющих уверенно определять параметры как удаленной, так и ближней зон пласта.  Экспресс исследования проводятся в большинстве скважин эксплуатационного фонда по упрощенным технологиям с целью приближенной оценки гидродинамических параметров и изучения динамики их изменения во времени. 12 Базовые гидродинамические исследования • •    Объекты базовых исследований выбираются исходя из следующих условий: Информация об исследуемом пласте (участке пласта) должна являться опорной для понимания геологического строения и начального состояния залежи. Объекты исследований должны быть по возможности равномерно распределены на площади. Для таких скважин используются следующие технологии: Регистрация кривых восстановления давления после полной остановки скважин (КВД). При этом время регистрации КВД увеличивается до 36-48 часов. Регистрация кривых стабилизации (падения) давления КСД (КПД) в течение 10-12 часов Определение депрессий и дебитов при нескольких стабильных режимах отбора (4-5 и более) и построение индикаторных диаграмм (ИД). Перечисленные технологии желательно использовать совместно. Наиболее благоприятны для базовых исследований скважины - работающие в режиме фонтанирования или нагнетания. Объектом базовых исследований являются также скважины, исследуемые в процессе освоения (в том числе после капитального ремонта).    В результате базовых исследований решают следующие задачи: Количественная оценка фильтрационных параметров дальней зоны пласта (гидропроводность, подвижность, пьезопроводность, проницаемость и др.) с высокой степенью достоверности. Количественное определение полного набора гидродинамических параметров (включая величину скин-фактора), характеризующих совершенство вскрытия пласта. Оценка достоверности параметров пласта, получаемых при массовой обработке результатов стандартных и экспресс исследований. 13 Стандартные гидродинамические исследования • • • Объекты стандартных исследований выбираются исходя из следующих условий: Преимущественно выбираются скважины эксплуатационного фонда. Объекты исследований должны быть равномерно распределены по площади. Частота исследований выбирается из расчета охвата 25  40 процентов фонда добывающих и нагнетательных скважин за 1  1.5 годовой период. Стандартные исследования нацелены на оценку текущих (на определенную дату или временной интервал) гидродинамических параметров пласта.   Основу стандартных исследований составляют замеры забойного давления. Время регистрации КВД сокращается до 12-24 часов. При исследованиях методами установившихся отборов (закачек) измерения проводят на 3-5 режимах. По данной технологии целесообразно периодически исследовать весь фонд нагнетательных скважин. В связи с оснащением НГДУ современной цифровой автономной аппаратурой, рекомендуется проводить дополнительные исследования эксплуатационных скважин в межремонтный период.  В результате стандартных исследований получают основной объем информации о текущих гидродинамических параметрах пласта. Эта информация используется в дальнейшем при совместном площадном анализе промысловых и геофизических результатов с целью оценки характера выработки залежи, а также при гидродинамическом моделировании процессов 14 разработки месторождения. Экспресс исследования Экспресс исследования являются самым дешевым и распространенным способом получения оперативной информации. Частота исследований, как правило, выбирается из расчета охвата большей части действующего фонда скважин в течение года.  Основу экспресс исследований составляют замеры темпа перемещения уровня жидкости в процессе остановки или пуска скважин.  Экспресс исследования обычно проводятся способом регистрации КВД или КСД в течение 510 часов. Целесообразно увеличить временной интервал и тем самым существенно повысить достоверность результатов.  В качестве варианта экспресс исследований следует рассматривать промысловогеофизические исследования (ПГИ), проводимые по сокращенной программе в скважинах в процессе их освоения или после капитального ремонта. В указанных случаях давление обычно регистрируется лишь в процессе восстановления уровня после вызова притока.  Экспресс исследования позволяют определить коэффициенты продуктивности скважины, по которым оценивают приближенные значения проницаемости пласта (обычно искаженные влиянием скин-фактора).  Полученные данные используются для выбора объектов для проведения специальных работ и для изучения изменчивости параметров пласта во времени. 15 Виды гидродинамических исследований скважин (ГДИС) 16 Гидродинамические параметры пластов и скважин 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. т м3 т м3 Размерности [ K ]  ; ; ; сут  МПа сут  МПа сут  кгс / см 2 сут  кгс / см 2 В литературе обозначение коэффициента продуктивности можно встретить через греческую букву η . Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как: Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент коэффициент приемистости нагнетательной скважины 17 2) коэффициент гидропроводности пласта  kh  ; Дм мкм 2  м ; [ ]  мПа  с мПа  с (3.4) К и  связаны между собой 3) подвижность жидкости в пласте k/ Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномальнои сверханомально-вязкие нефти) к Д мкм 2 ; [ ]  мПа  с мПа  с коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации. 2 2 2 -12 2 [k]=м , мкм , Д, мД. 1Д=1000мД=1,02мкм =1,0210 м . Способы определения: Лабораторный - наиболее точный, но показывает значение К только в точке отбора керна. Геофизический – определяют при проведении геофизических работ в скважине, характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины. Гидродинамический - позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ менее точный чем лабораторный. 18 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:  k  (m ж   с )  k   []= м 2 см 2 , с с []=10 2 …10 2 м 2 /с –для реальных пластов. где βж и βс- соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта; β* коэффициент упругоемкости пласта; Па или 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 б) коэффициентом совершенства 19 Исследование скважин при установившихся режимах Исследования при установившихся режимах позволяют получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или депрессии (коэффициент продуктивности). Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность призабойной зоны пласта. Сущность исследований заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти, газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважин считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившегося дебита и забойного давления, скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3-4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. 20 По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД). 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: 2kh( Pпл  Рзаб ) Q Rk  ln rc где Q – объемный расход жидкости, м3/с; k – коэффициент проницаемости, м2; h – толщина пласта, м; Pпл – пластовое давление, Па; Рзаб – забойное давление, Па; μ – динамическая вязкость жидкости, Па*с; Rк – радиус контура, м; rс – радиус скважины, м. 21 Индикаторная диаграмма строится для коэффициента продуктивности скважин К. определения Q1  Q2 К P1  P2 По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта. 2kh К коэффициент гидропроводности  kh  К  ln  2 Rk rc  ln Rk rc проницаемость пласта в призабойной зоне Rk rc 2   h К    ln k 22 Характерные типы индикаторных линий Q* Q 3 2 Pнас 4 5 1 P 23 В зависимости от режима фильтрации жидкости в пласте и изменения параметров пласта и насыщающих их жидкостей от давления, а также фазовых переходов, форма индикаторных линий бывает различной. • • • • • Индикаторные линии типа 1, имеющие прямолинейную форму, характеризуют линейный закон фильтрации. Индикаторные линии типа 2 (с выпуклостью к оси дебитов) при забойных давлениях выше давления насыщения нефти газом указывают на наличие зависимости параметров пласта от давления (деформируемые трещины) или на нарушение линейного закона фильтрации в результате влияния инерционных сопротивлений, а также на совместное проявление этих факторов. Индикаторные линии типа 3, имеющие прямолинейный вид при дебитах и криволинейный при при забойных давлениях выше давления насыщения, характерны для составного закона фильтрации жидкости в пласте. Индикаторные линии типа 4, прямолинейные при забойных давлениях выше давления насыщения и криволинейные с выпуклостью к оси дебитов при , характеризуют фильтрацию газированной жидкости в призабойной зоне пласта при работе на режимах забойных давлений ниже давления насыщения. Индикаторные линии типа 5 характерны для слоисто-неоднородного пласта, коллекторы которого подключаются к работе только при определенных депрессиях на пласт. 24 Выполнить практическую работу №1 «Индикаторные кривые» 25 Исследование скважин при неустановившихся режимах Определение параметров пласта и скважины при данных методах основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины. 26 Кривая восстановления давления (КВД) Метод позволяет определить пьезопроводность  для более удаленных зон пласта, а также некоторые особенности удаленных зон пласта (ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта). 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. Методом восстановления давления можно исследовать фонтанные, глубинно-насосные, периодически эксплуатируемые, пьезометрические и нагнетательные скважины. Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования 27 охватывает значительную зону пласта. Технология исследования методом восстановления давления состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующем измерении давления непосредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим (дебит). Записанная манометром (а) и перестроенная в полулогарифмических координатах (б) кривая восстановления давления (КВД) в остановленной скважине. Фактически снятая на забое скважины КВД Р(t), перестраивается в полулогарифмических координатах Р( Lnt) и имеет вид прямой, отсекающей на оси у ординату а, и имеющей угловой коэффициент 28b. По форме КВД в координатах p(t) – ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой): Причины искривления реальной КВД: В зоне I:  влияние притока жидкости после остановки скважины;  наличие свободного газа в объеме скважины,  нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;  неизотермическое восстановление давления;  нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;  ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП. II зона: - средний участок - по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т.к. Pc стремится к Pпл. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина - источник постоянной интенсивности; пласт - бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину. В III зоне: неоднородность пласта по простиранию  уменьшение угла наклона – улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с ПЗП – линия 2,  увеличение угла наклона – ухудшение коллекторских свойств – линия 3;  наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) – линия 4. 29 Выполнить практическую работу №2 «Расчет параметров пласта по КВД, записанной после продолжительной отработки скважины» Выполнить практическую работу №3 «Расчет параметров пласта по КВД, записанной после кратковременной отработки скважины» 30 Кривая восстановления уровня (КВУ) Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями, то есть не фонтанирующих или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования. КВУ проводится в остановленной скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости 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 31 ствола скважины. Гидропрослушивание Метод основан на наблюдениях изменения давления в реагирующих простаивающих скважинах или режима работы реагирующих эксплуатационных скважин при изменении режима работы возмущающих скважин. При этом режим возмущающих скважин может изменяться произвольно. Этим методом определяют среднее значение параметров гидропроводности kh/μ и пьезопроводности  на участке между двумя исследуемыми скважинами. Но этим не ограничиваются возможности данного метода. Сам факт обнаружения влияния изменения отбора жидкости из одной скважины (возмущающей) на характер изменения давления в другой скважине (реагирующей) говорит о наличии гидродинамической связи между этими скважинами. Отсутствие влияния указывает на отсутствие гидродинамической связи (наличие непроницаемой границы или зон с сильно ухудшенными коллекторскими свойствами). С помощью последовательного попарного прослушивания всех скважин на той или иной площади можно выявить положение и протяженность непроницаемых границ, влияющих на процесс разработки залежи, т. е. изучить прерывистость пласта на данной площади. 32 Выбор возмущающей скважины Стандартным методом гидропрослушивания является контроль за изменением давления в одной или нескольких реагирующих скважинах при изменении дебита в одной возмущающей скважине. Возмущающей может быть действующая, либо простаивающая добывающая или нагнетательная скважина. До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 2-3 дней, простаивающая не должна эксплуатироваться в течение этого же срока. Нагнетательная скважина должна быть либо предварительно выключена, либо работать в стабильном режиме. Возмущение состоит в изменении состояния скважины (остановки, пуска, изменении дебита). Достаточность возмущения подтверждается специальным расчетом. 33 Выбор реагирующих скважин Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально остановленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины. Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями как минимум 2-3 суток. Среди добывающих желательно выбирать скважины, фонтанирующие или оборудованные ЭЦН. Исключается использование скважин, оборудованных ШГН. В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них контрольно-измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемости ствола с вмещающим пластом. В скважинах с загрязненным забоем необходимы дополнительные работы по очистке забоя. 34 Для получения достоверной информации о строении пласта необходимо совершенствование технологии проведения работ по гидропрослушиванию скважин, это можно реализовать двумя способами: • увеличение количества реагирующих скважин и перевод возмущающих скважин на циклический режим попеременной работы. Но массовое проведение таких работ невозможно на этапе промышленной эксплуатации месторождения. • проведение исследований при минимальном вмешательстве в работу промысла. Технология подобных исследований базируется на длительных измерениях давления на забое скважин в течение межремонтного периода (от 10-15 и более суток). При этом месторождение разделяется на блоки, исходя из особенностей геологического строения. Измерения проводятся одновременно во всех скважинах блока. Все исходные данные интерпретируются совместно на основе геологической и гидродинамической модели пласта, заложенной в проект разработки. Целью таких работ является не только уточнение значений гидродинамических параметров, но и корректировка модели пласта. Кроме всего прочего, по результатам подобных исследований можно судить о взаимной реакции соседних скважин. 35 Исследования газоконденсатных скважин 36 Исследования на газоконденсатность Все существующие методы исследований газоконденсатных скважин можно сгруппировать в четыре вида: 1. Метод масштабных исследований (масштабный метод) Изучение газоконденсатных характеристик проводится на установках по подготовке и переработке углеводородного сырья, поступающего с больших зон месторождения. Необходимым условием для применения этого метода является наличие закрытой системы сбора, подготовки, транспортировки и переработки газа и конденсата. При проведении исследований в течении нескольких часов (сутки) производится запись параметров сепарации и расхода газа и конденсата по трубопроводам на замерных узлах. Отбираются пробы газа и конденсата. 37 2. Бессепарационные и комбинированные методы Заключаются в методике расчёта количества конденсата, выделившегося из пластового газа при заданных устьевых условиях. Полученный таким способом конденсатный фактор и отобранные на забое скважины пробы конденсата, а на устье пробы газа позволяют составить рекомбинированную пробу. Комбинированный метод исследования заключается в отборе пробы из двухфазного потока при устьевых давлениях и температурах. За основное условие принимается, что состав конденсата в сечении тройника, до и после штуцера, характеризуется конденсатом из его отстойника, поскольку в любой точке сечения тройника термодинамические условия одинаковы. Рекомбинированная проба газоконденсатной смеси составляется из газа сепарации и сырого конденсата, отбираемых из МТСУ, и проб сырого конденсата, полученного в отстойнике тройника до штуцера. 38 3. Метод малых отборов газа Заключается в отборе части потока конденсатосодержащего газа (не более 1%), направляемого в малую термостабилизированную сепарационную установку МТСУ. При этом достоверность полученных данных полностью зависит от степени представительности пробы отбираемой из двухфазного потока. Схема МТСУ Данный метод применяется в случаях: а) отсутствия большого сепаратора, позволяющего проводить исследования методом промышленных отборов газа; б) при большой интенсивности проводимых газоконденсатных исследований скважин. 39 4. Метод непрерывного отбора промышленного количества газа При этом методе применяется схема одно- или двух- ступенчатой сепарации. Вся продукция скважины направляется в сепарационную установку с помощью которой осуществляется замер КГФ и отбор проб. Исследования скважин при одноступенчатой сепарации проводят преимущественно на этапе разведки залежи и результаты этих исследований используются при подсчёте запасов газа и конденсата. В период опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) месторождения исследования рекомендуется проводить с применением двухступенчатой сепарации. Эта схема позволяет моделировать условия низкотемпературной сепарации (НТС) и обоснованно прогнозировать уровень добычи конденсата по месторождению на ближайший период разработки. По результатам исследований составляют графические зависимости выхода сырого и стабильного конденсата от температуры при различных давлениях сепарации по первой и второй ступени. При разработке залежи на истощение с падением пластового давления исследования проводят с целью контроля текущей газоконденсатной характеристики (ГКХ) залежи. Обычно при этом используется контрольный сепаратор (КС) смонтированный на площадке УКПГ. 40 Классификация газоконденсатных скважин Высокодебитные скважины. Эксплуатируются и исследуются с большими дебитами при которых с забоя выносится вся жидкость в поверхностный сепаратор. Скважины работают устойчиво, без пульсаций давления и дебита на устье. При выбранных Q не происходит гидратообразования, отложения парафинов в НКТ, перфорационных отверстиях и призабойной зоне скважин. Выполняется условие (QНКТ)VНКТ > (QМДД)VМДД. При этом депрессия на пласт не превышает 15 % от пластового давления (∆Р = (Рпл – Рзаб) < 0,15 Рпл). Низкодебитные скважины. Для них характерны пульсации давлений и дебитов на устье, на забое скважин непрерывно находится жидкость, которая не выносится на поверхность полностью даже при минимальном давлении на устье скважины. Такие скважины работают при больших депрессиях на пласт (∆Р = (Рпл – Рзаб) > 0,15 Рпл). 41 МДД. Депрессия на пласт. Минимально-допустимый дебит (МДД) – это такой дебит, при котором весь конденсат выносится с забоя скважины на поверхность. Величина минимально-допустимого дебита для конкретной газоконденсатной скважины может быть определена по нескольким параметрам: • по скорости газа на забое скважины (в башмаке НКТ), VНКТ > 4 м/с; • по отсутствию столба конденсата в затрубном пространстве не запакерованной скважины; • по прекращению пульсаций устьевых и забойных давлений, что соответствует QМДД, при котором происходит непрерывный вынос конденсата с забоя. Депрессия на пласт при газоконденсатных исследованиях. В качестве допустимой депрессии на пласт при исследовании газоконденсатной скважины принимается величина Рдоп = 15 – 20 % от пластового давления. Это граничное условие принято исходя из опыта исследований и эксплуатации подавляющего большинства газоконденсатных скважин, как правило высокодебитных. При этом весь конденсат выносится на поверхность, не выпадает в призабойной зоне пласта и на забое скважины. 42 Требования к скважине при исследовании на газоконденсатность Скважина, перед проведением исследования, должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом (Qмдд) при котором обеспечивается полный вынос конденсата с забоя и из ствола скважины на поверхность в исследовательскую аппаратуру. Скважину необходимо эксплуатировать по фонтанным трубам т.к. при этом меньше МДД и ниже величина допустимой депрессии на пласт. Фонтанные трубы должны быть спущены до подошвы исследуемого объекта. Необходимым условием для выноса жидкости и твёрдых примесей с забоя скважины является скорость потока, определяемая по формуле: V > 0,052 . 10-3 Q z T/ d2 P > 4 м/с, где Q – дебит газа (газоконденсатной смеси), тыс.м3/сут; z – коэффициент сверхсжимаемости газа при Т и Р; T – температура газа в рассматриваемом сечении, 0К; P – давление газа в рассматриваемом сечении, МПа; d – диаметр сечения, м. Перед началом исследования скважина должна работать до полной стабилизации режима при депрессии на пласт, не превышающей 15% от начального пластового давления. Исследования скважины на режимах следует проводить, по возможности, при минимальной величине депрессии на пласт. При исследовании скважин с высоким содержанием С+5 (Qнк > 50010-3 кг/м3), работающих при депрессиях на пласт больших 15% от пластового давления, необходимо, чтобы они эксплуатировались с постоянным дебитом не менее 30 дней. Это требование связано с процессом выпадения, накопления и частичного выноса конденсата в призабойной зоне в результате образования депрессионной воронки и незначительного снижения пластовой 43 температуры в этой зоне. Замер конденсатогазового фактора (КГФ) Расчёт КГФ производится путём деления расхода нестабильного конденсата на расход газа сепарации. Замеры КГФ и отбор проб газа и конденсата необходимо вести на всех режимах проводимого исследования скважины: qн.к = Qн.к / Qгс или qст. к = Qст. к / Qгс, где qн.к и qст.к – выход нестабильного и стабильного конденсата соответственно, см3/м3; Qн.к – дебит нестабильного конденсата, м3/сут.; Qст.к – дебит стабильного конденсата, м3/сут.; Qгс - дебит отсепарированного газа, тыс.м3/сут. Расход сырого нестабильного конденсата измеряется по уровнемерному стеклу сепаратора или счётчику расхода жидкости, так же его можно рассчитать по скорости заполнения внутреннего объёма корпуса сепаратора между нижним и верхним контрольным уровнем. При КГФ более 300 см3/м3 расход условно стабильного конденсата измеряют по замерной атмосферной ёмкости. При этом способе выход нестабильного конденсата рассчитывают по количеству стабильного конденсата и коэффициенту усадки: Qн.к = Qст.к /Кус , Коэффициент усадки конденсата определяется при дегазации сырого конденсата непосредственно в сепараторе или при помощи отбора проб сырого конденсата из сепаратора с последующей его дегазацией в мерном цилиндре: Кус = Vдк / Vк , где Vдк – объем дегазированного конденсата, см3; Vк – объем контейнера, см3. 44 Газогидродинамические методы исследования 45 Особенности фильтрации газа к забоям скважин • • • При разработке газовых месторождений фильтрация газа и газоконденсатной смеси в пласте проходит отлично от фильтрации жидкости. Особенность фильтрации жидкостей и газов обусловлена различием их физических свойств, а также характером их изменения при различных давлениях и температурах. Из подземной гидродинамики известно, что скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления, а движение жидкости в пласте описывается законом Дарси. При малых скоростях фильтрации данный закон справедлив и для газов. Но при работе газовых скважин скорость фильтрации газа из пласта к забою имеет значительные величины, особенно в призабойной зоне. Это вызвано тем, что масса газа в пластовых условиях занимает многократно больший объем, чем такая же масса нефти. Приближенно можно считать, что 1 м3 нефти по массе эквивалентен 700900 м3 газа, т.е. соотношение объемов одинаковых масс нефти и газа в стандартных условиях составляет 1: 700 -1: 900. В пластовых условиях это соотношение зависит от Pпл и колеблется в широком диапазоне от 1/10 до 1/90. Поэтому при фильтрации в пласте газа происходит нарушение линейной зависимости скорости газа от градиента давления (перепада давления), т.е. она не подчиняется закону Дарси. 46 Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации Позволяют определить: • зависимость дебита скважины от депрессии на пласт, приёмистость пласта от депрессии на пласт при обратной закачке сухого газа на газоконденсатных и газонефтяных месторождениях и ПХГ; • зависимость дебита скважины от температуры; • условия разрушения, загрязнения и очищения призабойной зоны пласта, скопления и вынос жидких и твёрдых примесей на забое; • распределение давления и температуры в пласте и по стволу скважины при различных эксплуатации; • коэффициенты фильтрационных сопротивлений, несовершенство по степени и характеру вскрытия пласта, гидравлические сопротивления забойного оборудования и лифтовых труб; • эффективность проведения работ по интенсификации притока; • технологический режим эксплуатации скважин; • фильтрационные параметры газонефтеводонасыщенных интервалов и потенциальные возможности скважин по дебиту. 47 Исследования скважин методом установившихся отборов Исследование скважины, вышедшей из бурения называется первичным исследованием. После завершения на скважине буровых работ, цементажа, перфорации и оборудования их необходимым забойным и устьевым оборудованием, производится освоение скважины. При отработке скважины на «факел» фиксируются устьевое, затрубное и межколонное давления и температура газа, дебит, продолжительность работы с целью оценки потерь газа и конденсата. Для качественного освоения скважины желательно пользоваться многоцикловым методом, который является наиболее эффективным. Сначала устанавливается диафрагма (штуцер) малого диаметра, далее постепенно увеличивают ее диаметр от режима к режиму, и снимают 4-5 точек замера параметров. Затем диаметр диафрагмы уменьшают до начального и производят повторный замер режимов. Таким образом, выполняют 3-4 цикла замеров по 30-40 минут на каждый режим. Цель многоцикловой продувки заключается в очищении забоя скважины, контроля забойных давлений и состояния призабойной зоны путем сопоставления кривых зависимости депрессии на пласт от дебита. При совпадении кривых считают процесс продувки законченным. Текущими газодинамическими исследованиями называют ежегодные исследования действующего фонда скважин. Перед проведением текущих газодинамических исследований проводят, если это необходимо, кратковременную одноразовую продувку скважин. При проведении глубинных исследований скважина обязательно оборудуется лубрикатором и при необходимости превентором. 48 Изменение давления при исследовании скважины на одном режиме • • • • Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации производится по заранее составленной утвержденной программе. Перед началом исследования методом установившихся отборов давление на устье скважины должно быть восстановлено до статического. Основным и обязательным условием метода установившихся отборов является полная стабилизация давления, температуры и дебита на режимах исследования. При исследовании высокопродуктивных пластов и скважин это условие выполняется достаточно быстро и стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до нескольких часов. При исследовании низкопродуктивных скважин время стабилизации параметров и набор КВД между режимами может достигать месяца и более. 49 Характерный график исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации • Исследования проводят на 5-6 режимах прямого хода и 2-3 режимах обратного хода, в зависимости от утвержденной программы. При наличие пакера в затрубном пространстве, значительного количества жидкости в потоке газа, определение забойного давления по устьевым замерам приводит к большим погрешностям. Поэтому рекомендуется использовать глубинные манометры в комплексе с термометром для непосредственного замера забойных давлений и температур. 50 Двухчленный закон фильтрации При обработке результатов исследований скважин на стационарных режимах фильтрации используется двухчленный закон сопротивления описывающий характер притока газа. Данный закон является общим и справедлив для жидкости и газа во всем диапазоне изменения числа Рейнольдса, а в определённых областях изменения скорости фильтрации переходит в закон Дарси и квадратичный закон. Само уравнение притока газа при нелинейном двухчленном законе фильтрации газа к скважине имеет вид Р2пл – Р2заб = аQ + bQ2 где а и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины, геометрических характеристик зоны дренирования, параметров продуктивного пласта и свойств газа. 51 Коэффициенты фильтрационного сопротивления Фильтрационные коэффициенты а и b можно определить по формулам: а= 1.2.1.1.1.1.1.1.1  ( Р, Т)Z( Р, Т)РатТпл R k ln  C1  C2 R c RhТст   атZ( Р, Т )РатТпл  1 1   C3  C4  b=  2 2 2  lh Тст  Rc Rk  где (Р,Т), Z(Р,Т) – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления и температуры газа, k – проницаемость пласта, 1 – коэффициент макрошероховатости пласта, С1,С2,С3,С4 – коэффициенты несовершенства по характеру и степени вскрытия,  - плотность газа, Rk, Rc – радиусы контура питания и скважины. • • • Таким образом, коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды (т.е. пласта) и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются на стадии проектирования и при дальнейшей разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Для определения значений фильтрационных коэффициентов сопротивления по результатам испытания скважин используются графический и аналитический 52 методы. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации Позволяют определить ряд важных параметров пласта, которые невозможно определить методом установившихся отборов. В настоящее время используются два метода исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации: • снятие кривых восстановления забойного давления (КВД) после закрытия скважины; • снятие кривых стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважины на определенном режиме. Перед снятием КВД скважину подключают к газопроводу или газ выпускают в атмосферу, при этом регистрируют изменение давления на головке скважины, в затрубном пространстве и на измерителе дебита. После полной стабилизации измеряют установившееся давление, температуру и дебит, затем скважину закрывают и регистрируют изменение давления и температуры во времени. В скважинах, не имеющих затрубного пространства (при отсутствии фонтанных труб, оборудованных пакерами и др.), а также при наличии в стволе скважины значительного количества жидкости, КВД должны сниматься на забое с помощью высокоточных глубинных манометров. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями 53 и вскрывающих пласты с высокой температурой. Выполнить практическую работу №4 «Определение производительности, отношения продуктивностей и скин-эффекта для газовых скважин по данным восстановления давления» 54 Дебитометрия и расходометрия 55 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 профиль поглощения (притока) жидкости , что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта, 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. 56 Литература: 1. Методическое руководство по гидродинамическим, промысловогеофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, 1990. 2. Бузинов С.А., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984 г. 3. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Проектирование разработки, М.,1983. 4. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин, М., Наука, 1995, 522 с. 5. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И.. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей, М., Недра, 1984, 263 с. 6. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике. ГАНГ, М., 1997 г. (2-ое издание - 1998 г.), 230 с. 7. М.Л.Карнаухов, Н.Ф.Рязанцев Справочник по испытанию скважин, М., Недра, 1984. 8. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические расчеты для пласта и скважины по результатам ГИС-контроля. М., РГУ НГ, 1999, 46 с. 9. Хисамов Р.С. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М., ВНИИОЭНГ, 2000, 226 с. 10. Шагиев Р.Г. Гидродинамические исследования скважин. М., Наука, 1998, 301 с. 57