Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

78 ря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из при- скважинной зоны пласта. Отобранная проба анализируется в лаборато- рии на компонентный химический состав, что позволяет сделать заклю- чение о характере насыщения пласта.
Методы изучения коллекторских свойств горных пород
Предназначены для определения важнейших параметров пород- коллекторов. Выделяются три основных класса методов:
• лабораторные;
• петрографические;
• гидродинамические;
• промыслово-геофизические.
Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов. Полученные физическими методами данные о порис- тости, проницаемости, водонасыщенности, нефтенасыщенности и оста- точной водонасыщенности являются наиболее достоверными и исполь- зуются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки.
Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости. Чаще всего они исполь- зуются на первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помо- щью данные должны носить массовый характер с последующей стати- стической обработкой результатов для получения усредненных значе- ний по всему рассматриваемому участку разреза.
Гидродинамические методы автоматически усредняют исследуе- мые параметры по всей призабойной зоне скважины. Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насы- щающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости по- род, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторожде- ний на этапах их разведки и составления проекта разработки [30].
Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах по- род имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и определения границ изучаемых горизонтов [28].

79
Все вышеперечисленные методы исследования скважин и пластов, за исключением гидродинамических, выполняют специализированные сервисные компании и предприятия.
4.2. Определение статического и динамического уровня жидкости в добывающей скважине
Эхометрирование – это один из методов определения уровня жид- кости в затрубном пространстве скважины. Уровень в затрубном про- странстве на постоянно работающей скважине называется динамиче- ским и обозначается Н
дин
(м). Отсчитывается от устья скважины. В ре- зультате пересчета данного уровня можно получить забойное давление в скважине [27].
Уровень в затрубном пространстве на постоянно простаивающей скважине называется статическим и обозначается Н
ст
(м). Отсчитывает- ся от устья скважины. В результате пересчета данного уровня можно получить пластовое давление в скважине, при условии что гидродина- мическая связь с пластом существует.
Исследование производится с помощью эхолота – прибора для из- мерения положения уровня жидкости в скважине. В настоящее время применяются различные типы эхолотов, но принцип работы всех при- боров идентичен.
Определение уровня жидкости осуществляется акустическим ме- тодом путем измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз «газ–жидкость». По величине измеренного времени и введенному значению скорости распростране- ния акустического сигнала производится вычисление уровня. Устрой- ство приема акустических сигналов присоединяется к патрубку затруб- ного пространства исследуемой скважины, и в газовую среду скважины генерируется акустический сигнал.
Существенное влияние на определение уровня жидкости в сква- жине оказывает скорость звука. От её значений зависит корректность определения уровня. Скорость звука в скважинах различна. На неё ока- зывает влияние как давление и температура среды, так и плотность и состав газа в данный момент времени. Таким образом, скорость звука в каждой скважине индивидуальна. При расшифровке показаний эхолота необходимо использовать уточнённые значения скорости зву- ка, для каждого исследуемого месторождения, пласта, скважины.

80
Генерация сигнала производится:
• путем кратковременного стравливания затрубного газа клапаном
(для скважин с избыточным давлением или скважин с давлением выше атмосферного);
• с помощью устройства генерации акустического сигнала (для скважин без избыточного давления).
Сгенерированный и отраженный акустический сигналы регистри- руются в виде эхограммы и запоминаются в оперативной памяти блока регистрации, соединенного с устройством приема акустического сигна- ла. По зарегистрированной эхограмме микропроцессор блока регистра- ции выделяет отраженные акустические сигналы и определяет время прихода отраженного сигнала.
Работы по отбивке динамических и статических уровней скважин, оборудованных электровинтовыми насосами (ЭВН), штанговыми глубин- ными насосами (ШГН), электродиафрагменными насосами (ЭДН) и струйными насосами (СН) с двухрядным лифтом, проводятся аналогично.

На скважинах, оборудованных компрессорным газлифтом (КГ), уровни отбиваются по другой технологии, но принцип определения уровня и приборы идентичны.
Скважины, оборудованные струйными насосами (СН) с одноряд- ным лифтом, скважины с оборудованием для раздельной эксплуатации
(ОРЭ) и скважины с изолированным затрубным пространством данным методом не исследуются.
Для расчета забойного давления можно использовать много мето- дов, но ни один из них не дает четкого представления об истинном его значении. Наиболее правильным будет определение его значения пря- мым замером глубинным манометром, спускаемым в затрубное про- странство скважины.
4.3. Замер пластового и забойного давления глубинным манометром
Если скважина в момент замера работает на установившемся ре- жиме, то давление в скважине называется забойным. Если скважина простаивает несколько дней и закрыта (время простоя скважины опре- деляется опытным путем), то забойное давление будет равно пластово- му. При проведении глубинного замера скважина должна быть обору- дована лубрикаторм и исследовательской площадкой.
Забойное давление – это давление на забое работающей добы- вающей или нагнетательной скважины. Соответственно, скважина,

81 оборудованная воронкой, должна фонтанировать. Фонтанирование скважины может происходить как по колонне НКТ, так и по затрубному пространству. Так как прибор спускается в колонну НКТ, то при фон- танировании по затрубному пространству поток поднимающейся жид- кости не будет мешать спуску прибора в колонну НКТ. Значит, спуск прибора в колонну НКТ можно проводить, как в простаивающей сква- жине. Если фонтанирование происходит по колонне НКТ, то необходи- мо перед спуском прибора в скважину закрыть задвижку на выкидной линии. При достижении необходимой глубины спуска прибора необхо- димо открыть задвижку и дать скважине возможность поработать до тех пор, пока параметры работы (давление на устье и дебит) не станут постоянными. В результате мы получим давление на забое фонтани- рующей скважины.
При проведении исследований скважин на установившихся режи- мах эксплуатации применяется штуцирование. При изменении режимов работы скважины путем штуцирования получают индикаторную кривую
(ИК – зависимость дебита от депрессии) [27].
При замере пластового давления поинтервальный спуск прибора необходим для определения плотности жидкости по стволу скважины и определения уровня жидкости в НКТ. Также по поинтервальному заме- ру давления и температуры в скважине можно определить места негер- метичности эксплуатационной колонны по изменению температурного градиента (термометрирование).
При замере забойного давления плотность жидкости по стволу по- стоянно меняется, т. е. нет необходимости спускать прибор поинтер- вально.
При замере пластового и забойного давления в нагнетательной скважине глубинный прибор рекомендуется спускать на глубину спуска воронки, не выходя из неё. При замере забойного давления в нагнета- тельной скважине необходимо учитывать, что нагнетаемая жидкость яв- ляется агрессивной и приводит к износу и обрыву проволоки. При заме- ре пластового и забойного давления в нагнетательной скважине необхо- димость поинтервального спуска прибора отпадает, так как по стволу нагнетательной скважины в большинстве своем движется вода. При за- мере забойного давления в нагнетательной скважине необходимо при- менять приборы, рассчитанные на максимально допустимое давление.
При замере пластового и забойного давления в газлифтной сква- жине необходимо учитывать подземное оборудование, т. е. глубины спуска мандрелей. При замере пластового давления в газлифтной сква- жине глубинный прибор рекомендуется спускать на глубину спуска во- ронки, не выходя из нее.

82
Для замера пластового давления газлифтная скважина останавлива- ется и закрывается на восстановление давления. При замере забойного давления в газлифтной скважине необходимо учесть, что скважина при работе сильно пульсирует, что может привести к образованию «жучка» на проволоке. Это, в свою очередь, может при подъеме прибора привес- ти к слому проволоки и полету прибора на забой скважины.
При подаче газа в НКТ добываемая жидкость поднимается по за- трубному пространству. Это не может помешать нормальному спуску прибора в скважину. Если подача газа осуществляется по затрубному или межтрубному пространству, то добываемая жидкость поднимается по колонне НКТ и может подбрасывать прибор. Во избежание этих мо- ментов газлифтную скважину необходимо остановить.
Поинтервально замеряется только пластовое давление, забойное давление, замерять поинтервально нет необходимости. При замере за- бойного давления в газлифтной скважине прибор необходимо спускать ниже воронки.
При замере пластового давления в скважине, оборудованной ЭЦН, перед спуском прибора в скважину необходимо сбросить инструмент, чтобы сбить сливной клапан и получить циркуляцию жидкости в меж- трубном пространстве для получения связи с пластом, что, в свою оче- редь, обеспечит точность замеренного пластового давления.
Забойное давление в скважине, оборудованной ЭЦН, при его рабо- те получить невозможно. Спуск прибора в работающий ЭЦН может по- казать давление на выкиде насоса, а также температуру добываемой жидкости на выкиде насоса.
Забойное давление в ЭЦН определяется только косвенным путем по результатам определения динамического уровня и его пересчета на пласт. Если насос оборудован датчиком давления и температуры на приеме насоса, то путем пересчета давления с датчика можно получить забойное давление.
Примечание: перед проведением глубинных замеров во всех слу- чаях необходимо проводить шаблонировку колонны НКТ.
4.4. Приборы и оборудование для исследования скважин
Уровнемер скважинный «СУДОС-автомат 2» предназначен для оперативного контроля в автоматическом режиме статического и дина- мического уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах, изме- рения КВУ и КВД, длительного контроля изменений уровня при выводе скважин на режим (рис. 4.1).

83
Технические особенности уровнемера «СУДОС-автомат 2»:
• компактный прибор в моноблочном исполнении с автономным аккумулятором для длительных измерений;
• автоматизация работ при помощи пятиинтервальной программы проведения измерений;
• широкий температурный диапазон работы прибора от –40 до +50 °С;
• оперативные и качественные замеры за счет ускоренного вычис- ления, большого объема памяти и быстрого экспорта в базу данных;
• дополнительное усиление эхосигнала гарантирует достоверность определения замеров.
Рис. 4.1.
Уровнемер «СУДОС-автомат 2»
Технические характеристики прибора представлены в табл. 4.1.
Таблица 4.1
Диапазон контролируемых уровней жидкости
20–3000 м
Диапазон контролируемых избыточных давлений газа
0–100 кгс/см
2
Количество сохраняемых результатов измерений
3008 символьных отчетов / 310 графиков
Дискретность контроля давления
0,1 кгс/см
2
Время полного заряда аккумулятора
3,5 час
Время 50 % заряда аккумулятора
0,5 час
Рабочий диапазон температур от –40 до +50 °С
Габаритные размеры
185 × 420 × 190 мм
Масса, не более
8 кг

84
Манометр-термометр глубинный САМТ-02 (рис. 4.2) предна- значен:
• для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины и/или изменения их во времени в любой точке, например, на забое при снятии кривой восстановления давления;
• регистрации кривых падения и восстановления давления на забое скважины;
• проведения исследований в режиме многократного запус- ка/остановки прибора и его остановки при превышении/падении уста- новленных параметров (ждущий режим записи);
• запуска измерения по заданным значениям времени, давления и температуры.
Технические особенности манометра-термометра САМТ-02:
• работа прибора в полностью автономном режиме;
• задание режима работы и передача данных не требуют разборки корпуса, производятся с компьютера или КПК при присоединении ка- беля к электродам на поверхности прибора;
• многократные и длительные замеры в автоматическом режиме обеспечивает большой объем памяти прибора;
• оперативность замеров обеспечивает скоростной режим замера, дискретность от 1/64 сек до 1 сут.;
• программное обеспечение манометра позволяет задавать режимы работы прибора и время его включения, проверять состояние элементов питания и содержимое памяти, переписывать информацию в ПК, про- сматривать и распечатывать зарегистрированные значения давления и температуры.
Рис. 4.2. Общий вид глубинного манометра-термометра
Технические характеристики прибора представлены в табл. 4.2.

85
Таблица 4.2
Диапазоны измерений давления
25, 40, 60 МПа
Предел допускаемой приведенной погрешности измерения давления (в диапазоне температур)
±0,15 % (от –20 до +110 °С)
Единица младшего разряда измерения давления
0,0001 МПа
Предельно допустимые условия эксплуатации от –40 до +125 °С
Диапазон измерения температуры внутренним датчиком от –40 до +125 °С
Единица младшего разряда измерения темпера- туры
0,001 °С
Объем внутренней памяти: количество измере- ний (одновременной регистрации давления, внутренней и внешней температуры, времени), не менее от 2 до 8 МБ
Время непрерывной работы, не менее
1 год при периоде измерения 16 с
Габаритные размеры:
Диаметр
Длина
Масса, не более
32 мм
600 мм
2 кг
Лубрикатор для герметизации устья скважины предназначен:
• для герметизации устья скважины при спуске приборов на кабе- ле, проволоке или канате;
• проведения исследований в скважинах;
• других работ.
Лубрикатор изготавливается в виде разборного комплекса для удобства транспортировки и монтажа.
Рабочие среды: нефть, газ, газоконденсат, глинистые растворы, вода.
Рис. 4.3. Устьевой лубрикатор