ПРОМЫСЛОВО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Промыслово-гидродинамические исследования пластов подразделя­ются на две группы.

Первая группаоснована на замерах «установившихся» забойных давлений и дебитов. К этой группе относится метод установившихся отбо­ров. Этот метод называют методом исследования на режимах: получение значений «дебит – забойное давление (или депрессия)» при отборе жидкости из пласта на нескольких установившихся режимах. Применяется в эксплуа­тационных и нагнетательных скважинах.

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Ин­дикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), соответствую­щей данному дебиту. Индикаторные диаграммы, имеющие прямолинейную форму, характеризуют линейный характер фильтрации в пласте и независи­мость фильтрационных характеристик пласта в призабойной зоне от давле­ния. Искривления формы индикаторных диаграмм могут быть вызваны:

- подключением новых работающих интервалов при увеличении депрессии на пласт;

- наличием трещин в пласте, смыкающихся их при снижении забойного давления;

- образованием трещин в пласте при нагнетании в него рабочего агента при давлениях, превышающих давление раскрытия трещин;

- выделением свободного газа в пласте при падении забойного давле­ния ниже давления насыщения;

- очисткой призабойной зоны пласта от механических примесей и др.
Обработка индикаторной диаграммы позволяет определить коэффици­
ент продуктивности скважины и его зависимость от забойного давления.

Коэффициент продуктивности является интегральным параметром. Он определяется как фильтрационными характеристиками пласта, так и со­стоянием призабойной зоны скважины.

Индикаторная диаграмма является одним из основных источников информации для прогнозирования дебита скважины с учетом совмест­ной работы пласта, призабойной зоны, лифтовых труб и выкидных линий. Без результатов исследования на «установившихся режимах» невозможен также выбор насосного оборудования и оптимальных технологических режимов его эксплуатации.

Начальный режим - режим на данный период, при этом (и в дальнейшем на каждом последующем режиме) проводятся замеры О_жт Н_дин, Р_БУФ, Р_ЗАТР, Р_лин, отбирается проба с устья скважины на процентное содержание воды, при необходимости замеряется Г_ф. Переход на другой режим работы скважины производится путем смены диаметра штуцера в скважинах, эксплуатирующих­ся фонтанным способом, а также с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН). При наличии частотного преобразователя разные режимы работы скважины, оборудованной ЭЦН, можно устанавливать путем изменения ча­стоты тока, питающего электродвигатель насоса. В скважинах со штанговыми насосами смена режима работы производится путем изменения числа кача­ний или длины хода полированного штока. В нагнетательных скважинах при исследовании фиксируются давление и приемистость, каждое последующее значение давления должно быть больше предыдущего.

Число режимов работы скважины должно быть не менее трех. Иссле­дования следует проводить на «прямом ходе» - от малых режимов работы к большим. Интервалы времени работы скважины на разных режимах не должны существенно отличаться друг от друга (не более 10-20%).

Этим же методом исследуется и фонтанный фонд, для чего скважина обязательно должна быть оборудована лубрикатором и исследовательской

площадкой. Глубинный манометр типа АМТ или САМТ спускают до интерва­ла перфорации с последующим замером забойного и пластового давления. По глубинным пробам уточняют физико-химические свойства пластовых жидкостей. Отбор проб производят проточными (ПМГ, ПГПрР-40) или вса­сывающими (ВПП-300) пробоотборниками. Перед исследованием скважина шаблонируется до глубины, большей, чем на которую будет спущен прибор. Низ НКТ должен быть оборудован воронкой. Не ранее, чем за двое суток до проведения глубинных исследований на фонтанной скважине, необходимо провести горячую промывку скважины АДП для обеспечения нормального прохождения приборов. Контроль пластового давления производится глу­бинным манометром в пьезометрических скважинах, которые должны быть оборудованы лубрикатором и исследовательской площадкой.

Опыт показал, что время для восстановления давления в остановленных скважинах, в зависимости от коллекторских и фильтрационных свойств пласта, различно. Необходимое время простаивания скважины следует устанавливать опытным путем для каждого пласта на каждом из место­рождений. В зависимости от проницаемости пласта при незагрязненной призабойной зоне ориентировочно может быть рекомендовано следующее время простаивания скважины:

– при проницаемости менее 0,003 мкм² 5–7 суток;

– при проницаемости 0,003–0,005 мкм² 3–5 суток;

– при проницаемости 0,005–0,010 мкм² 2–3 суток;

– при проницаемости 0,010–0,050 мкм² 1–2 суток;

– при проницаемости свыше 0,050 мкм² не менее 1 суток.

Исследования глубинным манометром более точны, чем отбивка уровней, т.к. являются прямым методом определения пластового и за­бойного давления и поэтому содержат меньшее число ошибок. Скорость распространения звуковой волны зависит от физических свойств газа, заполняющего скважину, температуры, давления и т.д. Поэтому при каж­дом измерении уровня ее определяют косвенным путем. Межтрубное про­странство глубинно-насосных скважин должно оснащаться специальными отражателями звуковых волн (реперами), расстояние которых до устья известно. Для получения отчетливого отраженного импульса репер должен перекрывать поперечное сечение эксплуатационной колонны на 60–70%.

Вторая группагидродинамических методов исследований основана на за­мерах неустановившихся забойных давлений в возмущающих и реагирующих скважинах. К этой группе относится метод восстановления забойного давле­ния – прослеживание изменений забойного давления и дебита в скважине, некоторое время работавшей с известным дебитом, а затем остановленной.

В фонтанных скважинах замеряют забойное давление глубинным ма­нометром, дебит скважины, расчетным путем определяют проницаемость пласта, пьезопроводность, гидропроводность, коэффициент продуктивности и гидродинамического совершенства.

Для механизированных скважин – снимается кривая восстановления уровня (КВУ). Качественная информация получается при условии, что уро­вень поднимается от глубины спуска насоса до устья скважины.

Технология исследования такова: после замера динамического уровня скважину останавливают и отбивают уровни через 5, 15, 30 мин, 1 час, 3 часа, 24 часа и далее, через каждые сутки до стабилизации уровня.

Каждая скважина 1 раз за период эксплуатации должна пройти ис­следование методом неустановившейся фильтрации, так как это помогает оценить эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

К этой группе относится и метод гидропрослушивания пласта – просле­живание изменений забойного давления в наблюдательных скважинах при работе возмущающей скважины. При проведении исследований в пласте мо­гут работать одна или несколько скважин (возмущающие скважины), дебит которых известен. В одной или нескольких скважинах измеряется изменение давления во времени. Это могут быть как сами возмущающие скважины, так и другие, временно не работающие, их называют наблюдательными. Метод позволяет определить коэффициент пьезопроводности пласта в зоне между скважинами, не используя при обработке дополнительных данных.

Частным случаем гидропрослушивания является прослеживание за из­менением забойного давления и дебита на забое самой возмущающей сква­жины после пуска ее в длительную работу. Этот метод называют методом падения, или стабилизации забойного давления, а кривые прослеживания за изменением давления на забое скважины, работающей с постоянным или переменным дебитом, – кривыми падения давления (КПД). Это один из способов исследования нагнетательных скважин.

При снятии КПД необходимо знать приемистость скважины, т.к. она участвует в расчетах по определению проницаемости пласта и призабой-ной зоны. Технология такова: определяют рабочее буферное давление, затем закрывают скважину и прослеживают падение буферного давления с промежутком времени 5, 10, 20, 30 мин, 1 час, 4 часа, 24 часа и каждые сутки – до Р_БУФ = 0.

При расчете КПД определяются следующие параметры: пластовое давление, коэффициент продуктивности, коэффициент проницаемости удаленной зоны пласта и призабойной зоны, последнее позволяет судить о необходимости обработок призабойной зоны пласта, а также отражает эффективность проведенных мероприятий.

Еще одним методом, основанным на исследованиях неустановившихся процессов, является метод «мгновенного» возмущения пласта («мгновен­ного» изменения забойного давления). Время проведения возмущения пласта должно быть много меньше времени регистрации последующего восстановления давления (стравливание избыточного давления, накопив­шегося попутного газа в остановленной скважине или азота, закачанного компрессором; подлив жидкости и др.). При этом не требуется знать объем отобранной из пласта жидкости.

Гидродинамические методы исследований, основанные на замерах неустановившихся забойных давлений в скважинах, позволяют определять фильтрационные параметры пласта, оценивать состояние призабойной зоны, изучать области дренирования скважин.

Гидродинамические исследования пластов и скважин не являются пря­мым методом определения проницаемости пласта. Она может быть получена

расчетным путем из коэффициента гидропроводности, определяемого не­посредственно по данным гидродинамических исследований скважин.

Первичной информацией, необходимой для определения фильтраци­онных характеристик пласта по данным гидродинамических исследований скважин, являются данные об изменении во времени в процессе исследо­ваний давления и дебита на забое скважины.

Дебит замеряется на замерной установке на устье скважины и пере-считывается в процессе обработки данных гидродинамических исследо­ваний скважин в пластовые условия. При этом используется величина объемного коэффициента пластовой нефти, определяемая в лаборатор­ных условиях. В малодебитных скважинах замеры дебита на поверхности необходимо корректировать путем учета процессов подъема жидкости в стволе скважины. При этом используются данные по конструкции сква­жины, плотность отбираемого флюида и изменение во времени давлений на устье скважины.

Всей перечисленной информации достаточно для проведения обработ­ки материалов гидродинамических исследований скважин и определения следующих трех параметров:

– коэффициент продуктивности скважины;

– гидропроводность пласта;

– приведенная пьезопроводность.

Для контроля энергетического состояния залежей нефти по данным ре­зультатов глубинных замеров пластового давления и замеров статического уровня (по которым рассчитываются пластовые давления) строят карты изо­бар. Периодичность построения карт изобар зависит от стадии разработки месторождения и степени его разбуренности: в начале разработки, когда идет его интенсивное рабуривание – ежеквартально; на месторождениях, находящихся в разработке длительное время без разбуривания, – 1 раз в полгода.

Карты изобар могут быть использованы для расчетов плотности жид­кости глушения, но не позже двух месяцев с момента построения карты. В дальнейшем для этих целей необходимо замерять статический уровень (пластовое давление) непосредственно перед ремонтом скважины.

Основные параметры, замеряемые и рассчитываемые при ис­следовании скважин:

– статический уровень (Н_СТ) – стабилизированный уровень жидкости в остановленной скважине при замеренном значении затрубного давления; затрубная задвижка при отбивке НСТ должна быть закрыта;

– динамический уровень (Н_ДИН) – уровень жидкости в работающей скважине;

– пластовое давление (Р_ПЛ) – давление на забое остановленной сква­жины, аналог Н_СТ;

– забойное давление (Р_ЗАБ) – давление на забое работающей скважины, аналог Н_ДИН;

– коэффициент продуктивности (К_ПРОД) – параметр, характеризующий добывные возможности скважины. Размерность – т/сут·атм (физический

смысл – увеличение дебита скважины (т/сут) при снижении забойного давления на одну атмосферу);

– коэффициент гидропроводности (e = к·h/µ) – комплексный пара­метр, учитывающий влияние коллекторских свойств пласта и флюидов на дебит (приемистость) скважин. Существует прямая зависимость между гидропроводностью и дебитом (приемистостью). Здесь к – проницаемость, h – толщина пласта, µ – вязкость жидкости;

– коэффициент пьезопроводности (c) – характеризует скорость пере­дачи волны давления, т.е. определяет степень взаимодействия скважин при создании возмущения (организации закачки, остановок или запусков скважин, форсирование отборов и т.д.). Размерность – см²/с.

Основные виды, объемы и периодичность промыслово-гидродина-мических исследований приведены в таблице 1.

Таблица 1 Периодичность промыслово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой

Окончание таблицы 1

* в соответствии с проектным документом. Примечание: н - один раз в неделю,

к- один раз в квартал,

2г- один раз в два года,

м - один раз в месяц,

п - один раз в полугодие,

1 - разовое исследование,

м2 -два раза в месяц,

г - один раз в год,

к/п - 1 раз в квартал на I стадии разработки и 1 раз в полугодие на II стадии разработки.

►

О

I

=] о

ь

о

а: ct■&

ы m

S 1

□з

Исследование скважин