2. отчет УП04 семен. 1 Организация работ по исследованию скважин 1 Исследования нефтяных и газовых месторождений

• Название: 1 Организация работ по исследованию скважин 1 Исследования нефтяных и газовых месторождений
• Дата: 22.03.2022
• Размер: 455.89 Kb.
• Имя файла: 2. отчет УП04 семен.docx
• Тип: Документы; #409263
• страница: 2 из 3

2.1 Технология исследования скважин при неустановившихся режимах.

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, то есть в получении и обработке кривой изменения давления во времени. При этом значительно сокращаются затраты времени на исследование.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита и забойного давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы и последующем измерении изменения забойного давления в скважине. Забойное давление измеряют глубинным манометром. Исследования проводят в следующей последовательности.

1. 
   В скважину спускают скважинный манометр, который регистрирует на бланке изменение давления на забое во времени.
   
2. 
   После непродолжительной выдержки манометра на забое работающей скважины ее закрывают.
   

3. Через 2-3 часа пребывания манометра на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения забойного давления во времени.

Графические методы изображения результатов исследования.

На кривой, записанной манометром (рис.6.2), выделяются следующие характерные точки и линии. Линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске манометра в скважину. Линия ВС показывает забойное давление в скважине перед остановкой. Точка С соответствует остановке скважины. Линия СД характеризует изменение давления на забое скважины после прекращения в ней отбора. Расстояние от оси времени до точки Д определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает изменение давления при подъеме манометра.





Рисунок 5- Характерная кривая записи скважинным манометром изменения давления на забое скважин




Рисунок 6 -. Кривая восстановления забойного давления

Так как экспериментальная кривая, снятая скважинным манометром, вычерчена в системе координат P-t, а теоретическое решение неустановившегося течения определяется зависимостью изменения давления от логарифма времени, полученную кривую перестраивают в новую систему координат P-lgt. Полученная кривая на этом графике носит название кривая восстановления забойного давления.

Зависимость неустановившегося режима фильтрации описывается уравнением:

(7)

где Q - дебит скважины перед остановкой, - приведенный радиус скважины, - пьезопроводность пласта.

Обработка результатов исследования.

Для определения входящих в уравнение 6.6 гидродинамических параметров формулу записывают в виде:

(8)

где (9)

(10)

Эта формула отражает уравнение прямой линии в полулогарифмических координатах P-lgt, наклоненной к оси абсцисс под углом а и отсекающий на оси ординат отрезок А (рис. 4). Коэффициент i равен тангенсу угла а и называется уклоном прямой. Для нахождения i на полученной прямой на рис. 6.3 выбирают две любые точки, находят их координаты и рассчитывают i по формуле:

(11)

Дальше вычисляют:

гидропроводность

(12)

проницаемость

(13)

коэффициент подвижности

(14)

где m - коэффициент пористости; и - коэффициенты сжимаемости и породы.

Приведенный радиус скважины

(15)

2.2 Технология исследования скважин при установившихся режимах.

Последовательность проведения исследований

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

Как правило, это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют Рзаб (ΔР). Для газовых скважин - это установление штуцеров различного диа­метра на устье скважины.

Для нефтяных скважин:

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

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

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть: изменением длины хода полированного штока (/); изменением числа качаний балансира (n); одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. ;

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

Дебит и давление измеряют в конце периода стабилизации. После этого скважину переводят на новый режим.

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

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют на каждом установившемся режиме: дебит нефти (газа); пластовое давление; забойное давление; количество выносимого песка; количество выносимой воды; газовый фактор продукции скважины.

Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом 0= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на автома­тизированные групповые замерные установки (АГЗУ) «Спутник».

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

Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями:

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

2) расчетным - гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидко­сти в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движении двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д.; значения Р_заб получаются менее точны.

3. 
   По результатам исследований заполняют таблицу.
   

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Р_заб или от депрессии (ΔР=Р_пл-Р_заб), назы­ваемые индикаторными диаграммами (ИД). Индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ни­же оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. 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:

, (16)

где Q – дебит скважины, см³/с;

к – проницаемость продуктивного пласта, мкм²;

Р_пл, Р_заб – пластовое и забойное давление, кгс/см²;

h – толщина пласта, см;

μ – вязкость жидкости, мПа*с,

R_к и r_с – радиус контура питания и радиус скважины, м.

2.3 Обработка результатов исследования
Индикаторнаям диаграмма Q = f(P_заб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно опре­делить путем продолжения ин­дикаторной линии до пересече­ния с осью ординат (рис. 5.2). Это соответствует нулевому де­биту, т. е. скважина не работает и Рзаб стремится к Рш,=Рк.
Индикаторная диаграмма Q=f(ΔР) (рис. 5) строится для определения
(17)

коэффициента продуктивности скважин К.

По коэффициенту продуктивности можно вычислить другие параметры пласта: коэффициент гидропроводности

(18)


проницаемость пласта в призабойной зоне

(19)

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (рис.5.7). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Искривление индикаторной линии в сторону оси Δр означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со слу­чаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

- превышением скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при которых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр);

- образованием вокруг скважины области двухфазной фильтрации (нефть+газ) при Рзаб<Рнас; чем меньше Р_заб, тем больше радиус этой области;

- изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.


2.4Технология проведения гидропрослушивания

 

 

Гидропрослушивание относится к классу межскважинных гидродинамических ис­следований и проводится с целью определения гидродинамической связи между скважи­нами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта.

Технология гидропрослушивания предполагает синхронное проведение работ в нескольких скважинах, В одной из скважин (возмущающей) меняют режим работы, в остальных (реагирующих) фиксируют связанное с этим изменение давления.

Возмущающей может быть действующая, либо простаивающая добывающая, ли­бо нагнетательная скважина.

До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 10-15 суток, 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 (при остановке, пуске, изме­нении дебита). Достаточность возмущения подтверждается обязательным специальным расчетом или оценкой характера взаимодействия скважин с помощью гидродинамическо­го моделирования (например, с помощью программ «Well Test» или «Saphir»).

Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально оста­новленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины.

Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями не менее 10-15 суток. При выборе реагирующих скважин должны обязательно соблюдаться условия:

- возможность спуска манометра под уровень жидкости;

- наличие связи скважины с пластом.

В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них контрольно-измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемое™ ствола с вмещающим пластом путем долива жидкости или спо­собом «оттатрывания». В скважинах с загрязненным забоем перед ГДП необходимо выполнить дополнительные работы по его очистке.

В реагирующих скважинах проводится непрерывная запись кривых изменения давления на забое во времени. Регистрация давления начинается не менее, чем за су­тки до изменения режима работы возмущающей скважины, и продолжается в течение расчетного времени реагирования.

Оценка фильтрационных параметров пластов по результатам гидропрослушивания

При интерпретации результатов гидропрослушивания применимы те же подхо­ды, которые используются для ГДИС в целом. Основная специфика интерпре­тации этого вида гидродинамических исследований состоит в том, что изменение давления в реагирующей скважине (аномалию ГДП) наблюдают на фоне общих изме­нений давления, вызываемых разработкой части или даже всей залежи.

Обнаружение аномалии ГДП в реагирующей скважине свидетельствует о ее гид­родинамической связи с возмущающей скважиной. Скорость нарастания и величина аномалии определяются параметрами исследуемого пласта. По результатам ГДП воз­можна раздельная (независимая) оценка средних значений гидропроволности и пьезопроводности пласта. Это позволяет рассчитать среднюю работающую толщину пласта – то есть толщину, по которой происходит движение флюида по пласту на мо­мент исследования. Это очень важная информативная возможность метода, отли­чающая его от других модификаций ГДИС на рисунке


Рисунок 7 – Оценка проницаемости и эффективной работающей толщины пласта по результатам гидропрослушивания

2.5 Эхолотирование
К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

Поскольку звуковой сигнал проходит двойное расстояние от устья до уровня и обратно, то, если известна скорость распространения звуковой волны в газовой среде межтрубного пространства, глубина уровня может быть найдена из простого соотношения:

,

где S - глубина уровня; t = l / а - время от момента подачи импульса до прихода отраженного сигнала, который проходит за это время путь 2S; v - скорость звука в газовой среде межтрубного пространства; l - расстояние между двумя пиками диаграммы на бумажной ленте; а - скорость движения бумажной ленты.

Такой метод определения уровня жидкости имеет ряд недостатков.

Скорость звука v в межтрубном пространстве зависит от давления, температуры и плотности газа, заполняющего это пространство. Погрешность в определении v непосредственно влияет на определяемую величину уровня 5.

При измерении нескольких значений Si, и вычислении по ним величин ΔSi, соответствующих нескольким режимам отбора жидкости в той же скважине, погрешности уменьшаются, так как систематическая ошибка в величине v одинаково отразится на всех измеряемых значениях S.

Чтобы исключить ошибки, связанные с определением скорости звука в межтрубном пространстве, на колонне НК.Т устанавливают репер - утолщенную муфту, на 50 - 60% перекрывающую межтрубное пространство. Глубина установки этого репера S₀ заранее известна. В этом случае на эхограмме получаются три пика: первый соответствует моменту подачи импульса на устье, второй - отраженному сигналу от репера и третий - отраженному сигналу от уровня. Очевидно, что расстояния между пиками эхограммы пропорциональны глубинам установки репера S₀ и уровня S. Из пропорции



находим



Таким образом, установка репера исключает необходимость определения скорости звука в кольцевом пространстве. Для большей точности репер устанавливают вблизи уровня жидкости.



Рисунок 8 - Типичные эхограммы, снятые с помощью трехканального эхолота

Современные высокочувствительные эхолоты не требуют установки репера, так как фиксируют на бумажной ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. В этом случае глубина измеряемого уровня определяется подсчетом по эхограмме числа пиков до сигнала, соответствующего уровню жидкости, и умножением числа пиков на длину одной трубы.

Для создания звукового импульса и улавливания отраженных сигналов имеется «хлопушка» - специальный короткий патрубок, присоединяемый к фланцу задвижки межтрубного пространства, с ударником, производящим выстрел маломощного порохового заряда. Кроме того, в хлопушке или ее боковом отводе имеется кварцевый чувствительный микрофон. В некоторых конструкциях эхолотов вместо микрофона используют термофоны. Микрофон превращает звуковые сигналы в электрические, поступающие в усилитель. В современных эхолотах имеется электронный усилитель с трехканальным фильтром для глушения помехи и выделения измеряемого сигнала. Усилитель питается от батареи постоянного тока и не нуждается в наличии на скважине осветительной электролинии для своего питания. Усилитель имеет регулятор чувствительности и лентопротяжный механизм для обеспечения постоянной скорости движения бумажной ленты.

Три канала, устанавливаемых поворотом трехпозиционного переключателя, обеспечивают выделение (с помощью электрических фильтров) сигналов, отраженных от верхних муфт, выделение сигналов от муфт, находящихся на большой глубине, и выделение сигнала от уровня жидкости при больших глубинах .

Эхолот - переносной прибор, собран в небольшом ящике-футляре. Хлопушка присоединяется без разрядки газа из межтрубного пространства и допускает измерения при давлениях до 2,5 МПа.

Наличие вспененной жидкости в межтрубном пространстве скважины затрудняет получение четкого отраженного сигнала

от уровня и является общим недостатком измерения эхолотом. Поэтому перед измерением очень важно не производить разрядки газа из межтрубного пространства во избежание вспенивания. Однако это не всегда возможно, так как некоторые конструкции хлопушек предусматривают ее соединение через специальное отверстие в устьевой планшайбе, закрываемое винтовой пробкой. Необходимо также отметить, что для определения по уровню забойного давления, соответствующего данному отбору жидкости, надо знать среднюю плотность столба жидкости от уровня до забоя. Определение этой плотности, зависящей от обводненности и газосодержания столба жидкости, затруднительно.

В промысловой практике нашли применение так называемые волномеры, представляющие собой те же эхолоты, но вместо звукового импульса в межтрубное пространство посылается импульс давления газа. Этот импульс создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из межтрубного пространства с помощью специального отсекателя, присоединяемого к межтрубной задвижке