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

86 4.5. Гидродинамические методы исследования
Методы (ГДИС) основаны на изучении параметров притока жидко- сти или газа к скважине при установившихся и при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся [27]:
• дебит или его изменение;
• давление или его изменение;
• температура или ее изменение.
Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание) заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, про- исходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости или увеличении закачки в других соседних скважинах (воз- мущающих). По результатам этих исследований определяют те же па- раметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режи- мах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют об- ласть пласта в пределах исследуемых скважин.
Поскольку при гидродинамических методах исследования процес- сом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.
ГДИС на установившихся режимах фильтрации
Сущность метода исследования скважин при установившихся ре- жимах фильтрации заключается в многократном изменении режима ра- боты скважины. После установления каждого режима производится ре- гистрация дебита (добывающая скважина) или расхода (нагнетательная скважина) и забойного давления. Изменение расхода или дебита прово- дится путем штуцирования. Смена штуцеров может проводиться произ- вольно. Наилучшим является диапазон от минимального отверстия штуцера до максимального.
Целью данного исследования является выбор оптимального ре- жима работы скважины. По полу- ченным данным строится индика- торная кривая (ИК – зависимость дебита от депрессии, рис. 4.4).
Рис. 4.4. Виды индикаторных диаграмм

87 1 Однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при ламинарном те- чении
2 а) Двухфазная фильтрация жидкости (нефть и свободный газ) в однород- ном пласте при ламинарном течении б) Однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах при лами- нарном течении
3 а) Неустановившийся режим работы пласта б) Однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах при ламинарном течении в) Подключение в эксплуатацию ранее не работающих пропластков
4 Однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при переходе от ламинарного течения к турбулентному
При данном исследовании определяется коэффициент продуктив- ности или приемистости скважины на каждом режиме эксплуатации.
При проведении данных исследований возможно применение как глубинных приборов (манометр-термометр, расходомер, дебитомер), так и приборов, фиксирующих изменение забойного давления и дебита на устье скважины (уровнемеры, устьевые манометры).
Примечание: снятие ИК на добывающих и нагнетательных сква- жинах лучше проводить глубинными приборами – так данные замера забойного давления будут более точными. Расход или дебит можно за- мерять на устье.
ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации
Гидродинамические методы исследования падения давления в добывающей скважине на неустановившемся режиме фильтрации
(КПД) [31].
В момент времени t
= 0 (рис. 4.5) скважина мгновенно пускается в эксплуатацию (после продолжительного периода простоя) с постоянным дебитом q
. Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано:
• на постоянстве дебита скважины (
q
= const);
• статическом состоянии пласта к моменту времени t
= 0 (давление по всему пласту постоянно и равно р
пл
).
Гидродинамические исследования восстановления давления в добывающей скважине на неустановившемся режиме фильтрации
(КВД) [31].
Скважина, работавшая определенный период времени t
p с постоянным дебитом q
, останавливается, и измеряется восстановление давления на забое до пластового давления (рис. 4.5). Определение

88 параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано:
• на постоянстве дебита (
q
= const) перед закрытием скважины;
• достаточно длительном периоде времени работы t
p перед оста- новкой скважины, для того чтобы распределение давления в пласте ста- билизировалось.
Рис. 4.5. Типичная кривая падения давления
Рис. 4.6. Типичная кривая восстановления давления t
p з t
q t
t р t
р q
p з

89
Преимущество метода заключается в том, что технически несложно обеспечить постоянство дебита при снятии КВД после остановки (закрытия) добывающей скважины (
q
= 0). Недостатком является потеря добычи из-за простоя скважины при снятии КВД.
При дальнейшей обработке исследований дополнительно опреде- ляют коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины (ПЗС), подвижность нефти в ПЗС, гидропроводность ПЗС, а также ряд допол- нительных параметров.
Гидродинамические методы исследования спада давления в на- гнетательных скважинах на неустановившемся режиме фильтрации.
Проведение исследований заключается в замере снижения забойного давления от давления нагнетания до пластового давления после прекра- щения нагнетания жидкости в скважину [31].
В момент времени t
= 0 работающая нагнетательная скважина оста- навливается (рис. 4.7).
Рис. 4.7. Типичная кривая спада давления в нагнетательной скважине
Гидродинамические методы исследования приемистости на- гнетательной скважины на неустановившемся режиме фильтрации.
Проведение исследований заключается в замере восстановления забой- ного давления от пластового до давления нагнетания после начала на- гнетания жидкости в скважину.
В момент времени t
= 0 остановленная скважина пускается в экс- плуатацию с постоянным расходом флюида, нагнетаемого в пласт.
Основное преимущество ГДИС в нагнетательных скважинах по сравнению с добывающими скважинами заключается в том, что расход нагнетаемой жидкости зависит от внешних технологических показате- лей закачки, и его контролировать проще, чем дебиты в добывающих скважинах
Недостатки: анализ испытаний усложняется из-за эффекта q p
3 0 t
0

90 многофазного течения при закачке жидкости с вязкостью, значительно меньшей, чем вязкость пластового флюида. Кроме того, возможное об- разование трещин в призабойной зоне скважин приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой.
Рис. 4.8. Типичная кривая восстановления давления в нагнетательной скважине
Гидродинамические методы исследования пластов по взаимо- действию скважин (гидропрослушивание) заключаются в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважи- нах (реагирующих) при изменении отбора или закачки жидкости в дру- гих соседних скважинах (возмущающих) [27]. По результатам этих ис- следований определяют все те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры охватывают область пласта между исследуемыми скважинами.
Теория данного метода разработана для случаев фильтрации в пласте жидкостей при давлениях выше p нас
. Метод позволяет определять средние значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в зоне между скважинами, не используя при обработке дополнительные данные.
На рис. 4.9 представлена схема расположения скважин одного экс- плуатационного объекта.
• В скважину 2 спускается глубинный манометр. В скважине 3 за- меряется статический уровень. В скважине 4 замеряются динамический уровень, дебит скважины и обводненность продукции.
• Скважина 1 запускается в работу с определенным расходом.
В скважине 2 глубинный манометр фиксирует изменение давления во времени. В скважине 3 замеряется статический уровень и фиксируется во времени. В скважине 4 замеряются динамический уровень, дебит p
3 q
0 0 t

91 скважины и обводненность продукции. Все данные фиксируются по времени.
Рис. 4.9. Схема расположения скважин эксплуатационного объекта:
1 – нагнетательная скважина; 2 – простаивающая фонтанная скважина;
3 – простаивающая скважина, оборудованная насосом;
4 – добывающая работающая скважина, оборудованная насосом
• Через определенный промежуток времени скважина 1 останав- ливается. Замеры по скважинам, описанные выше, аналогично фикси- руются по времени. Возможны также и штуцирование нагнетательной скважины (запись ИК), и остановка скважины с записью КПД. Сопос- тавление замеров по времени и по всем скважинам даст более полное представление о свойствах пласта в границах исследуемых скважин.
• Исследования проводятся в интервале от 10 дней до 2–3 месяцев, в зависимости от изменения параметров в процессе исследования. Ис- следования можно проводить как с одной скважиной, так и с группой скважин.
Данный метод предназначен для определения осредненных значе- ний фильтрационных параметров пластов на участках между скважина- ми в условиях неустановившейся фильтрации жидкости. При этом уста- навливается наличие или отсутствие гидродинамической связи по пла- сту между забоями исследуемых скважин. Для исследования выбирают как минимум две скважины (возмущающую и реагирующую).
В практике промысловых исследований наиболее широкое распро- странение получило гидропрослушивание при пуске в работу одной возмущающей скважины с постоянным дебитом или при ее остановке и прослеживание за изменением забойного давления в одной или не- скольких простаивающих скважинах (однократное возмущение).
Наиболее простым с точки зрения технологии исследования и ин- терпретации результатов является импульсный тест (изменение деби- та возмущающей скважины на постоянную величину или изменение де- бита по периодическому закону – многократное возмущение).

92 4.6. Газодинамические методы исследования скважин
Замер забойного давления и температуры.
Исследования прово- дятся на скважинах добывающего фонда. Замер забойных параметров производится для оценки фактического режима эксплуатации скважи- ны. При регистрации параметров с заданным шагом по глубине (эпюра) или при использовании датчика положения и скорости определяется равномерность распределения фаз в стволе скважины [27].
Регистрируемые параметры:
• давление;
• температура;
Результаты:
• забойное давление;
• забойная температура;
• глубина возможных температурных аномалий;
• плотность флюида по стволу скважины;
• условный раздел фаз.
Замер пластового давления. Исследование проводится как на добывающем и пьезометрическом фонде скважин с целью оценки со- стояния разработки месторождения, так и на разведочных скважинах с целью определения начальных параметров вскрытого пласта. При ре- гистрации параметров с заданным шагом по глубине (эпюра) или при использовании датчика положения и скорости определяется распреде- ление фаз в стволе скважины.
Регистрируемые параметры:
• давление;
• температура.
Результаты:
• пластовое давление;
• пластовая температура;
• плотность флюида по стволу скважины;
• интервалы раздела сред (газожидкостной, водоконденсатной).
Газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации. Исследование проводится в комплексе с исследованием на нестационарных режимах фильтрации (КВД, КСД). Скважина отра- батывается на нескольких режимах. На каждом стационарном режиме определяются параметры работы скважины:
• забойные параметры (
p з
,
Т
з
);
• устьевые параметры;
• равномерность распределения фаз по стволу скважины (эпюра);
• дебит пластового газа скважины на каждом режиме.

93
Исследования при нестационарных режимах фильтрации. Для оценки истинного скин-фактора производится регистрация кривой спа- да забойных давлений (КСД) на каждом режиме. Для определения па- раметров пласта производится регистрация кривой восстановления дав- ления (КВД).
Результаты газодинамических исследований:
• уравнение притока;
• скорость на «башмаке» НКТ на каждом режиме;
• параметры пласта (проницаемость, гидропроводность, пьезопро- водность);
• параметры призабойной зоны (псевдоскины, истинный скин);
• абсолютно-свободный дебит;
• пластовое давление;
• условный радиус питания скважины (радиус исследований);
• коэффициент турбулентности потока, отклонение от закона Дарси.
Промысловые газоконденсатные исследования (ГКИ). Произ- водятся на одном или нескольких стационарных режимах. Пластовый газ с помощью газосепаратора разделяется на две фазы – газ и жид- кость. Производится замер каждой фазы. Отбираются пробы каждой фа- зы. Определяется обводненность продукции скважины.
ГКИ могут проводиться:
• традиционным методом с применением обычных измерительных газосепараторов, при котором дебит газа определяется с помощью диа- фрагменного измерителя критического течения газа (ДИКТ)
и сжигается на факеле, а дебит жидкости определяется объемным методом;
• с применением современных газоконденсатных установок, обо- рудованных высокоточными расходомерами (по газу и жидкости), что позволяет работать в сборный шлейф без потерь (сжигания газа).
По результатам промысловых газоконденсатных исследований со- ставляется первичный отчет, материалы которого являются исходными данными для аналитическо-лабораторных исследований.
4.7. Отбор глубинных проб
Одним из основных показателей разведки и разработки месторож- дений нефти и газа являются химический состав, физические свойства нефти газа и воды, содержание механических примесей и солей в добы- ваемой продукции.
Для определения данных параметров ведется регулярный отбор проб из добывающих скважин. При контроле за разработкой месторож-

94 дения пробы отбираются с устья скважин и проводится соответствую- щий анализ.
При освоении вновь вводимых скважин при освоении новых объ- ектов разработки отбор проб осуществляется глубинным пробоотбор- ником или желонкой.
Пробы, отобранные глубинным пробоотборником или желонкой, являются более корректными, и по ним можно определить все парамет- ры скважинной жидкости в пластовых условиях. При отборе проб же- лонкой можно определить только состав и химические свойства сква- жинной жидкости поступающей из пласта. При отборе проб глубинным пробоотборником можно определить состав и химические свойства до- бываемой жидкости, газонасыщение. Необходимо отметить, что проба в пробоотборнике находится в герметичном сосуде, т. е. отобранная проба находится под пластовым давлением и температурой [27].
Отбор глубинных проб пробоотборником
Пробоотборник ВПП-300 (рис. 4.10) предназначен для отбора проб из фонтанирующих и нефонтанирующих нефтяных, газовых и пьезо- метрических водяных скважин.
Рис. 4.10. Пробоотборник ВПП30
Область применения пробоотборника – скважины, обсаженные лифтовыми и насосно-компрессорными трубами, а также обсадными ко- лоннами с рабочим давлением до 30 МПа и температурой до 100 °С.
Спуск пробоотборника в скважину производится через лубрикатор.
Отбор глубинных проб желонкой
Отбор глубинных проб желонкой осуществляется в фонтанирую- щих скважинах, оборудованных воронкой.
Желонка представляет собой полый, металлический, цилиндриче- ский сосуд, с отверстием в верхней части. Диаметр желонки 32 мм, длина от 0,9 до 1,2 м. Соединение желонки с проволокой осуществляет- ся аналогично скважинным глубинным приборам.

95 4.8. Динамометрирование СШНУ
В процессе насосного цикла на штанги и трубы действуют различ- ные по величине нагрузки, приводящие к их деформации. Для выясне- ния вида нагрузок производится динамометрирование СШНУ [27].
Диаграмму нагрузки на устьевой шток в точке подвеса штанг
(ТПШ) в зависимости от его хода называют динамограммой. Методика динамометрирования основана на сравнении реальной динамограммы с теоретической динамограммой стационарного режима нормальной ра- боты глубинного насоса. Сопоставление снятой в ТПШ динамограммы
(реальной) с теоретической позволяет выяснить отклонения от нор- мальной работы установки в целом и дефекты в работе самого насоса.
Динамограмма также позволяет уточнить режим откачки и по возмож- ности его улучшить.
При построении теоретической динамограммы учтено лишь дейст- вие следующих сил:
• тяжести штанг и труб;
• упругости материала штанг и труб;
• трения штанг о трубы;
• трения плунжера в цилиндре;
• Архимеда.
Исключено действие сил:
• инерции движущихся масс;
• гидродинамического трения.
Кроме того, принято:
• что насос и трубы герметичны;
• откачиваемая жидкость лишена упругости и дегазирована;
• цилиндр насоса полностью заполняется жидкостью.
Типичный вид теоретической динамограммы представлен на рис. 4.11.
Рис. 4.11. Зависимость нагрузки на устьевой шток ТПШ в зависимости от его хода
0
G
S
A
B
C
D

96
Точка A соответствует началу хода полированного штока вверх.
Плунжер насоса остается неподвижным в течение определенного вре- мени (нагнетательный клапан закрыт), и происходит начальная дефор- мация штанг и труб (линия AB). В точке B всасывающий клапан открыт, нагрузка на штанги стабилизируется и остается постоянной в течение хода вверх (линия BC). В точке C ТПШ начинает двигаться вниз. Вса- сывающий клапан закрывается, и через определенное время открывает- ся нагнетательный клапан. Нагрузка в ТПШ снижается (линия CD), штанги сокращаются, а трубы удлиняются (упругие деформации штанг и труб). В точке D нагрузка на штанги стабилизируется и остается по- стоянной в течение всего хода вниз (линия DA).
Инерционные нагрузки, действующие в системе, трансформируют теоретическую динамограмму (рис. 4.12). В момент начала движения полированного штока вверх плунжер под действием сил инерции в те- чение определенного времени продолжает двигаться вниз. В результате закрытие нагнетательного клапана происходит позднее. После закрытия нагнетательного клапана штанги продолжают воспринимать дополни- тельную нагрузку за счет веса продукции скважины. При этом они де- формируются, а плунжер еще не движется вверх. При деформации, со- ответствующей точке B', начинается движение плунжера вверх с резким ускорением, что приводит к увеличению нагрузки на полированный шток (линия B' B''). При ходе вниз процесс восприятия и изменения на- грузок аналогичен (только силы инерции направлены вверх при начале хода полированного штока вниз).
Рис. 4.12. Типичный вид реальной динамограммы при действии инерционных нагрузок на колонну штанг
Более сложная трансформация теоретической динамограммы про- исходит в условиях возникновения в системе вибрационных нагрузок,
G
S
0
A
B
C
D
B'
B''
D'
D''