Опишите основные технологии гидродинамических исследований нагнетательных скважин и дайте сравнительный анализ их информативности

Применяются КВД с закрытием на устье,КСД,ИД-КВД,ИД-КСД.
КВД на устье.КВД_у предполагают перекрытие притока на ус­тье. Информативность исследования существенно снижена вследствие влия­ния послепритока. Данные исследования возможны только в фонтанирующих скважинах. При исследованиях методом КВД_у наряду с забойным давлением синхронно регистрируются кривые изменения во времени буферного и затруб- ного давлений. Учитывая существенное влияние послепритока, длительность КВД должна быть не менее 3-5 суток.В малопроницаемых коллекторах длительность исследований в 1,5-2 раза дольше . Измерения давления в обязательном порядке сопровождаются данными о предыстории эксплуатации (продолжительности и дебитах циклов предшес­твующей работы) за период, как минимум в 5-10 раз превышающий пери­од исследования.

КСД. Исследования методом КСД предполагают запись кривой изменения дав­ления во времени после пуска скважины на стабильный режим эксплуатации (отбор или закачку) - «КСД-пуск» (рис. 1.4.1.1) или при переводе с одного стабильного режима на другой - «КСД-режим» (рис. 1.4.1.2). При пуске добывающей скважины (расход в этом случае считается положительным) дав­ление в стволе падает, при пуске нагнетательной скважины (расход - отрица­тельный) - давление растет.

Скважина в процессе регистрации КСД должна работать со стабильным расходом не менее 2-3 суток (флуктуации дебита и депрессии должны состав­лять не более 5-10%).

Исследованиям КСД должен предшествовать период простоя или стабиль­ной работы скважины длительностью того же порядка, что и длительность КСД.

В течение всего периода исследований прибор находится в скважине на фиксированной глубине. В добывающей скважине измерения давления про­водятся на забое в максимальной близости к исследуемому пласту. В нагне­тательной скважине возможны измерения вблизи устья, но обязательно ниже уровня воды (в условиях статики).

Рис. 1.4.1.1. Исследование скважины по технологии КСД (пуск скважины). Q - рас­ход; Р - давление (Q1,P1 - при пуске добывающей, Q2,P2 ~ нагнетательной скважины);

Рис. 1.4.1.2. Исследование скважины по технологии КСД (изменение расхода).

На результаты исследований влияют характеристики: дебит и продолжи­тельность. Учитывается влияние как периода, непосредственно предшествую­щего исследованиям, так и всех предшествующих циклов (предыстория рабо­ты скважины). Поэтому измерения давления в обязательном порядке сопро­вождаются данными о предыстории эксплуатации за период, как минимум в 3-5 раз превышающий период КС Д.

ИД-КСД и ИД-КВД.Наиболее распространенная технология многорежимных ГДИС («ИД- КСД») основана на измерениях в процессе смены стабильных режимов работы скважины (циклы 1-4 на рис. 1.4.2.1.а). Данная технология состоит из регист­рации КСД для каждого режима. Параметры режимов выбирают так, чтобы их отличия друг от друга были наиболее контрастными, а влияние друг на друга - минимально.

Минимальное количество режимов при исследовании методом ИД - 3, оп­тимальное количество режимов - 4-5. Режимы минимального и максимально­го дебита должны отличаться по дебиту в 3-5 раз. Время работы скважины на каждом режиме должно составлять от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от дебита скважины.

Рис. 1.4.2.1. а) Исследования по технологиям ИД-КСД,ИД-КВД: 6) индикаторная диаграмма «давление-расход»: ИД2 - при влиянии предшествующих циклов; ИД1 - в отсутствие влияния.

Обычно исследования проводят последовательно, увеличивая дебит от цикла к циклу, а длительность циклов выбирают исходя из условия достиже­ния стабильной работы пласта.

Если затем проводится цикл КВД, данная технология называется «ИД- КВД» (цикл 5 на рис. 1.4.2.1.а).

В идеальном случае, если пласт не меняет своих свойств, а циклы не влияют друг на друга, зависимость давления от расхода (так называемая индикатор­ная диаграмма «ИД») близка к линейной («ИД,» на рис. 1.4.2.1.6).

Характер нелинейности индикаторной диаграммы в отсутствие взаимовли­яния циклов позволяет судить о процессах, интенсивность которых зависит от депрессии на пласт.На каждый режим работы скважины влияют параметры (де­бит, длительность) предшествующих режимов. Вследствие этого индикатор­ная диаграмма приобретает нелинейный вид («ИД₂» на рис. 1.4.2.1.6).

Взаимовлияние можно частично учесть, оптимизируя длительности циклов работы скважины на различных режимах, например соотношенее при изменении дебита от режима к режиму на одинаковую величину длительность каждого последующего режима должна быть меньше предыдущего примерно на 10%.

Радикальный способ - «изохронный метод», т. е. циклы работы скважины разделяют циклами простоя.

При стандартном изохронном исследовании длительность циклов работы выбирают одинаковой (рис. 1.4.2.2). Длительность циклов простоя не лимити­руется. Ее стараются сделать как можно больше, чтобы влияние предшеству­ющих циклов можно было не учитывать.

Для малопродуктивных более эффективен модифицированный изохронный метод. При его использовании одинаковы длительности всех циклов работы и простоя скважины (рис. 1.4.2.3). В этом влияние циклов друг на друга существенно, но примерно одинаково, что позволяет более успешно проводить совместную обработку данных.

Существует еще одно общее технологическое требование к данным работам - наличие как минимум одного цикла стабильного поведения скважины (КВД, КСД и пр.)

4. Опишите основные технологии гидродинамических исследований добывающих скважин механизированного фонда и дайте сравнительный анализ их информативности.
Осн. Технологии скважин мех.фонда – КВУ (вариант КВД для мех. скв.), КСД, КСД-режим, ИД.

КСД (кривая стабилизации давления) – Технология КСД подразумевает запуск добывающей скважины, с последующим постепенным уменьшением давления (по экспоненте), начальной точкой является (пластовое давление * пуск скважины). Скважина работает с постоянным дебитом.

КСД-режим – То же самое, но начальная точка – (давление на конец предыдущего режима работы скважины * изменение режима работы скважины).

КВУ (кривая восстановления уровня) – При механизированной добыче в скважине могут быть два уровня жидкости. Первый – при добыче, в работающей скважине – динамический уровень. Второй – в неработающей – статический уровень. Статический уровень выше динамического.

ИД (метод индикаторных диаграмм) – заключается в циклическом увеличении дебита и снятии соответствующих установившихся значений давления. И построении ИД – кривая Давления от Дебита.

Опишите основные технологии гидродинамических исследований в процессе испытания пластов с помощью пластоиспытателей на трубах в открытом стволе и в колонне и дайте сравнительный анализ их информативности.

При использовании пластоиспытателей на трубах возможно получить КВД. Которая является крайне информативной.

Суть метода заключается в закрытии забоя после остановки скважины (пакер на забое), что позволяет снимать чистую КВД, а не КВУ.

6. Опишите основные технологии гидродинамических исследований в процессе испытания пластов с помощью пластоиспытателей на трубах и на кабеле в обсадной колонне и дайте сравнительный анализ их информативности.

Динамический испытатель пластов для обсаженного ствола («CHDT», Schlumberger) осуществляет предварительное сверление обсадной колонны и цементного камня (с одновременным контролем процесса по характеру изменения давления), что дает возможность определять параметры пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией. Предварительно состояние обсадной колонны оценивают по данным ультразвукового имиджера («USI»), акустической цементометрии. Анкерные башмаки прижимают пакер прибора к обсадной трубе. После проверки качества уплотнения происходит сверление коронкой на гибком валу. По окончании проведения испытаний отверстие в колонне заклёпывается.

На трубах

· запорно-поворотный клапан (ЗПК), открытый в процессе спуска оборудования (в том числе в промежутках заливки флюида в бурильные трубы в процессе спуска) и в процессе притока пластового флюида в бурильные трубы, закрываемый во время регистрации КВД;

· циркуляционный клапан (ЦКЛ) для гидравлической связи испытываемого пласта и внутренней полости бурильных труб, а также внутрнтрубного и затрубного пространства бурильных труб;

· покер (IIK), препятствующий притоку флюида в затрубное пространство;

· фильтр (ФЛТ) в интервале пласта.

В компоновку включаются несколько манометров, в частности: Ml – в начале компоновки – до запорно-поворотного клапана (верхний), М2 – между запорно-поворотным и циркуляционным клапанами (нижний), МЗ – на глубине фильтра.

Идея опробования с помощью ИПТ состоит в том, что при спуске компоновки оборудования на забой давление в бурильных трубах ниже, чем и пласте. В процессе спуска в бурильные трубы наливают жидкость. Количество (высота столба) жидкости является регулятором величины депрессии на пласт, создаваемой при опробовании. После спуска оборудования в скважину затрубное пространство бурильных труб изолируется пакером и производится один или несколько циклов опробования. Каждый такой цикл включает временной интервал притока флюида из пласта в бурильные трубы и последующий временной интервал закрытия скважины на забое. В процессе всех этих операций несколькими датчиками регистрируются непрерывные кривые изменения давления во времени. При исследованиях с применением ИПТ в открытом стволе наиболее информативны непрерывная кривая изменения давления на забое в процессе притока и восстановления давления. Недостатком стандартной технологии работ являются ограниченные времена притока (0.5-1 час) и восстановления давления (до 2 часов), что уменьшает радиус исследования. Тем не менее, при герметичности используемого инструмента можно получать качественные данные о скин-факторе и других свойствах призабойной зоны пласта. Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но время КВД может быть увеличено до 24 часов, что существенно повышает надежность интерпретации. И, наконец, производя периодическое извлечение жидкости из бурильных труб (например, путем свабирования), можно осуществить длительную (несколько десятков часов) работу пласта при циклической депрессии с последующим его закрытием на забое. Такие исследовании имеют очень высокую информативность и глубинность.

На кабеле. Несомненным преимуществом опробования на кабеле является наличие измерительной камеры, что лает возможность отбора представительной пробы флюида из исследуемого пласта. Однако малый объем измерительных камер резко снижает время испытания, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной. Увеличение радиуса исследований достигается способом прокачки флюида из призабойной зоны в ствол до фиксации встроенными датчиками состава с момента начала поступления исходного пластового флюида.

Изоляция локального исследуемого пропластка при отборе пробы обеспечивается путем прижатия измерительного зонда к стенке скважины (рис. 1.4.4.3.а). Таким образом, обеспечивается практически полная герметич­ность камеры от влияния ствола.

Рис. 1.4.4.3. Принцип опробования устройством типа *MDT* продуктивных толщин (а),результаты испытаний в точках pajpcja продуктивного интервала с оценками n.iac- ntmo/o давления и подвижности (б). Овалом обведены оценки в толщинах с ЛВПД. I - зонд для измерения забойного давления и отбора проб для однозондового из­мерительного модуля: 2. У - дополнительные зонды для мультизондово/о модуля;4,5 - камеры пробоотборников, стрелками показана схема притока флюида.

Точечная оценка распределения пластового давления по разрезу пласта позволяет по изменению градиентов на профилях давления выделить пропластки с повышенным или пониженным (рис. 1.4.4.3.6) и определить ГЖК и ВНК, а при сравнении текущих данных с начальными профилями давления - оценить характер вовлечения запасов в разработку. Сопоставление профилей давления по нескольким скважинам обеспечивает анализ гидродинамической сообщаемости разных частей залежи.

Для достоверной интерпретации результатов КСД и КВД очень важна реализованная в комплексе «MDT» возможность оценки дебита отбора жидкости с помощью модуля контроля потока.

Следует также отметить, что оборудование типа «МDT» может обеспечить поинтервальную закачку жидкости в пласт с помощью глубинного насоса. Это позволяет создать в пласте искусственные микротрещины, по которым в целом можно спрогнозировать картину образования трещин гидроразрыва пласта, включая оценку направления развития трещины (если в последую­щем исследовать интервал микроимеджером или волновым акустическим каротажом). По сопутствующим этой операции замерам изменения во времени давления оценивают параметры, необходимые для планирования мероприя­тий но гидроразрыву пласта (например, давление гидроразрыва в пластовых условиях).

И, наконец, нельзя не остановиться на реализации в комплексе «МDТ» технологии испытании пласта, аналогичной при испытании с помощью испытателей на трубах с закрытием скважины на забое. Возможность компоновки комплекса двойным пакером позволяет полностью изолировать исследуемый пласт (толщины исследуемых интервалов могут варьировать в диапазоне от 1 до 3.4 м) как со стороны устья, так и со стороны забоя скважины. В этом основное преимущество данного оборудования по сравнению со стандартным однопакерным испытателем пластов. Важной особенностью испытания явля­ется то, что создание депрессии на пласт производится путем работы модуля откачки. Многократные испытания не требуют дополнительных спуско-подьемных операций, поскольку в данном случае объем выкачиваемой жидкости не ограничивается объемом камеры пробоотборника (как при ГДИС в процессе отбора проб). Следовательно, исследования могут быть более длительными, а значит, и более глубинными. Глубинность исследования по рассматриваемой технологии («DST») может достигать нескольких десятков метров. В целом этого недостаточно для оценки свойств дальней зоны и геометрических параметров пласта, но позволяет уверенно диагностировать свойства прискважинной зоны. Недостатком испытателей на кабеле является их высокая способность к прихвату (в скрытом стволе) и из-за этого – короткие периоды замеров.

7. Опишите основные технологии гидродинамических исследований в процессе вызова притока компрессированием и свабированием и дайте сравнительный анализ их информативности.

Вызов притока свабированием или компрессированием позволяет уверенно испытывать высокопроницаемые пласты. Ограничением данных методов является сложность вызова притока из малопроницаемых, закольматированных пластов и скважин с низким пластовым давлением.

Компрессирование (азотирование)- используется для определения продуктивности и количественной оценки интегральных фазовых расходов в нефтяной скважине при неустановившихся режимах ее работы.

	Статич. ур-нь у

		Пласт работает на вмещение. ∆Р можно уменьшить установлением муфты выше

Свабирование - способ добычи нефти с помощью поршня, подвешенного на тросе или грузовой штанге и оборудованного обратным клапаном и уплотнительными манжетами. Свабирование применяется для вызова и интенсификации притока флюидов при освоении новых добывающих скважин и скважин, выводимых из консервации или ликвидации, а также при увеличении дебита существующих.

При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. За один раз сваб может поднять столб жидкости высотой более 800 м. Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забой. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты.

		Как штанговый насос
		Сваб движется вверх и записывается КВУ

Более щадящий метод, чем компрессирование.

• При компрессорном освоении испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня подвергается действию избыточного давления (до срабатывания пусковых муфт), что приводит к поглощению пластом скважинной жидкости, снижая тем самым проницаемость призабойной зоны для углеводородной фазы. При этом регулировать создаваемую депрессию в процессе освоения компрессором невозможно.
• Освоение скважины свабированием имеет тот недостаток, что депрессия создается дискретно и не мгновенно, так как требуется некоторое время на спуск и подъем сваба. Кроме того, при свабирование низкопродуктивного объекта не возможно добиться стабильного стационарного отбора продукции со снятием дебита и забойного давления.

8. Опишите технологии гидродинамических исследований, предусматривающих закрытие скважины на глубине пласта и обоснуйте их информативные преимущества

Это тот же метод свабирования, но с закрытием скважины на забой. Используется в осн. для освоения водяных, нагнетательных и нефт. скважин.
Поршень (сваб), оснащённый обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнит, манжетами, опускают в насосно-компрессорные трубы скважины. При спуске поршня обратный клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъёме поршня клапан закрывается и столб жидкости, находящийся под поршнем, выносится на поверхность.
Для предотвращения опасности открытого выброса продукции скважины поршень опускают через герметизирующее устройство; извлекаемую жидкость отводят через манифольд скважины в спец. продувочные сборные ёмкости или в сборную промысловую сеть, что предотвращает загрязнение окружающей среды

9. Опишите технологии гидродинамических исследований, предусматривающих закрытие скважины на глубине пласта и обоснуйте их информативные преимущества.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности.

10.Опишите возможности гидродинамических методов при оценке гидродинамических параметров, характеристик совершенства вскрытия пластов и пластового давления.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: