Размещено на 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Цели и задачи гидродинамических методов исследования добывающих скважин При разведке и разработке месторождений необходимо иметь представления о гидродинамических (фильтрационных) свойствах пласта. Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа. Основная задача гидродинамического метода исследования скважин - получение информации для подсчета запасов нефти и газа, проектирование анализа регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин, получение сведений для уточнения параметров пласта, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах. Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта: коэффициента продуктивности, коэффициента проницаемости, коэффициента гидропроводности, коэффициента пьезопроводности, забойного давления, пластового давления, дебитов нефти, воды и газа, содержание песка и т.д.

1. Гидродинамические Исследования Скважин На Установившихся Режимах
2. Гидродинамические Исследования Скважин На Неустановившихся Режимах

Параметры пластов и скважин определяют по дебитам нефти, газа в зависимости от давлений пластового и забойного, или по изменению забойных давлений или дебитов скважин во времени. Теоретическая база методов исследования - законы, описывающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а также данные изменения отбора из скважин. В настоящее время существуют следующие гидродинамические методы исследования: - исследование скважин при установившемся режиме ее работы (метод установившихся отборов); - исследование скважин при неустановившемся режиме ее работы (метод восстановления давления); - исследование профиля приемистости или продуктивности. Наиболее лучший вариант, когда все три метода используются комплексно. 1.2 Методы исследования скважин при установившемся режиме Выше отмечалось, что приток жидкости или газа в скважину возможен только при разности между пластовым и забойным давлениями и количество притекаемой в скважину жидкости (газа) определяется величиной этой разности давлений. Поэтому исследование скважины на приток при установившемся режиме состоит в измерении забойных давлений и соответствующих этим давлениям дебитов нефти, воды и газа.

Гидродинамические исследования скважин – это работы, по получению сведений о составе геологических, углеродосодержащих пластов и их. Промысловые гидродинамические исследования. Время работы скважины на каждом режиме.

Техника исследования скважин методом установившихся отборов, или, как его еще называют, методом пробных откачек, состоит в следующем. Некоторое время скважина эксплуатируется с неизменным дебитом. В этот период одновременно замеряют ее дебит и забойное давление. Пластовое давление замеряют заранее, имея в виду, что оно длительное время остается постоянным.

После первого замера дебит скважины увеличивают или, наоборот, снижают и через некоторое время, когда давление на забое скважины установится в соответствии с этим дебитом, вновь повторяют измерения. Такие измерения выполняют три или, четыре раза в любой последовательности, но с обязательным условием сохранения постоянного забойного давления в период, предшествующий измерениям. Рисунок 2.2.1-Виды индикаторных кривых. Методы изменения режима работы скважины обусловливаются способом ее эксплуатации. При насосной эксплуатации изменения режима работы скважины достигают путем изменения числа ходов или длины хода плунжера насоса, при фонтанной эксплуатации - путем изменения противодавления на устье скважины (смена штуцеров) и при компрессорной эксплуатации - изменением подачи сжатого воздуха для подъема жидкости на поверхность.

Более подробное описание техники исследования скважин при разных способах эксплуатации будет дано в соответствующих главах. Продолжительность работы скважины на каждом режиме до проведения исследований определяется опытным путем и зависит от дебита скважины, характеристики пласта и насыщающих его жидкости и газа. По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины от соответствующего забойного давления или перепада между пластовым и забойным давлением (рисунок 2.2.1). Эти графики называются индикаторными линиями. По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины Q, по оси ординат - соответствующую депрессию?P= P- Р или забойное давление Р. В некоторых случаях по оси ординат откладывают понижение уровня жидкости в скважине s (в м). Для газовых скважин по оси ординат откладывается разность квадратов пластового и забойного давления?(P) 2.

Величина депрессии?P представляет собой разность между динамическим пластовым давлением и давлением на забое скважины. Динамическое пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно практически перестает увеличиваться со временем. Рза лекции. Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами. В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т. Р пл = Р заб и Р пл - Р заб = 0, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит скважины также равен нулю.

По форме индикаторные кривые могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов. Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации. В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при малых дебитах и депрессии начальном участке может быть прямой, затем при увеличении депрессии переходит в кривую, выпуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне (смотри рисунок 2.2.1, кривые 1-4). Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отличается от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной степени кривой - выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2). Индикаторные линии для газовых скважин, построенные в координатах Q­?(P 2), в большинстве случаев также выпуклы по отношению к оси дебитов. Forward 3 класс аудио скачать бесплатно.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может получиться в результате неправильных измерений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустановившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить. При соблюдении линейного закона фильтрации n = 1, и индикаторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при n 1.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет переменная величина, зависящая от перепада давления. С повышением перепада давления кривизна индикаторной линии обычно растет, и величина показателя n уменьшается. Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используют только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо указывать вели чину перепада давления. 1.3 Методы исследования скважин при неустановившемся режиме Исследование скважины при неустановившемся режиме или исследование методом восстановления (падения) давления основано на изучении неустановившихся процессов фильтрации, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин.

Этим методом можно исследовать скважины, в которых давление насыщения нефти в пласте ниже забойного давления, т. Применимо для пластов, содержащих однофазную жидкость.

Рисунок 2.3.1- Кривая КВД на Рисунок 2.3.2- Кривая КПД на забое скважины забое скважины Сущность этого метода исследования состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины или скорости снижения забойного давления после пуска скважины в эксплуатацию. Характеристики элементов таблицы менделеева. Кривая восстановления давления во времени в остановленной скважине имеет вид, изображенный на рисунке 2.3.1, а кривая падения давления после пуска скважины в эксплуатацию представлена на рисунке 2.3.2.

В первое время после остановки скважины нефть еще будет притекать к забою и поступать в скважину, в результате чего столб жидкости в ней будет подниматься, а забойное давление возрастать. В дальнейшем приток нефти уменьшается, и темп повышения давления на забое также снижается. Наконец, забойное давление будет приближаться к пластовому. При исследовании скважины методом падения давления забойное давление после пуска скважины в эксплуатацию будет снижаться и стремиться к своему наименьшему значению, соответствующему установленному отбору жидкости из пласта.

Восстановление давления на забое остановленной несовершенной скважины, работавшей перед остановкой с постоянным дебитом, может быть описано уравнением:, (1) где Q-дебит скважины перед остановкой, м/с; P-повышение давления, Па; -вязкость пластовой жидкости, Па.с; k-проницаемость, м; h-мощность пласта, м; -коэффициент пьезопроводности пласта, м/с; r -приведенный радиус скважины, м; t-время, отсчитанное с начала остановки скважины,. 1.4 Обработка результатов при установившемся режиме Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2-3 измерения за 4-6 ч). Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины. Время, необходимое для достижения установившегося режима, можно определять по приближенной формуле: t=, (2) где t уст - время, в течение которого достигается установившийся режим, с; в.

приведенный коэффициент сжимаемости жидкости и породы; k- проницаемость, м; - динамическая вязкость пластовой жидкости, Па. Приведенный коэффициент сжимаемости жидкости и породы определяют по формуле: =, (3) где m - пористость пласта; в- коэффициент сжимаемости жидкости, Па; в - коэффициент сжимаемости породы, Па; R -радиус контура питания, м; k -проницаемость пласта, м; µ -динамическая вязкость, Пас. Так как при исследовании используются уравнения притока из пласта в скважины, которые, в свою очередь, зависят от характера фильтрационного потока в пласте, то для расчетов применяются уравнение притока нефти при P зP н (P н-давление насыщения нефти газом) или уравнение притока при P з P н, то по тангенсу угла наклона индикаторной кривой к оси депрессий?P определяют коэффициент продуктивности скважины: , (4) где Q- установившийся дебит, м/сут; P- перепад давления, Па; К- коэффициент продуктивности. Коэффициент продуктивности определяют по формуле: =, (5) Рисунок 2.4.1? Индикаторная кривая при P P и соблюдении (а) и нарушении (б) линейного закона фильтрации гидродинамический месторождение скважина По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта: =, (6) Заметим, что при построении индикаторной кривой дебит скважины следует пересчитать на пластовые условия, что достигается умножением дебита, измеренного на поверхности, на объемный коэффициент пластовой нефти. При исследовании скважин в условиях установившихся ре жимов фильтрации нередко индикаторная кривая имеет вид, показанный на рисунке 2.4.1, б, хотя исследования проведены при РP н.

В этом случае определять коэффициент продуктивности по углу наклона кривой к оси депрессий нельзя, что обусловлено видом уравнения притока жидкости из пласта в скважину: =(- ), (7) где P- пластовое давление скважины, Па; P- забойное давление скважины, Па; n - показатель в уравнении фильтрации, составляющий 0,5-1. 1.5 Обработка результатов при неустановившемся режиме Значительные затраты времени на получение индикаторной кривой при исследовании скважин по методу установившихся отборов обусловили поиск метода получения параметров пласта при непродолжительных исследованиях. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте становится неустановившимся и, в связи с этим, используемые в методе теоретические решения становятся не приемлемыми. Очевидно, что для условий неустановившейся фильтрации требуется новое теоретическое решение, устанавливающее связь между изменением дебита, давлением и временем.

Эта зависимость с достаточной для практики точностью описывается уравнением: =+=+, (8) где P(t)-повышение давления во времени, Па; t-время с начала остановки скважины, с; Q-установившийся дебит скважины, м/с; - динамическая вязкость, мПа с; - пьезопроводность пласта, м/с; А-отрезок на оси ординат; -угловой коэффициент прямой; b- объемный коэффициент нефти; k-проницаемость пласта, м; h- глубина скважины, м. Рисунок 2.5.1-Кривая восстановления давления в скважине в системе координат P-lg t Экспериментальные точки только при истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (8), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат (смотри рисунок 2.5.1) и как угловой коэффициент прямой.

Отрезок А определяют по формуле: А, (9) Заметим, что масштаб координатных осей исследователями выбирается произвольно, поэтому геометрическая величина угла б чаще не отвечает его действительному значению. В связи с этим его определяют по формуле: , (10) Прямолинейный участок кривой отвечает уравнению (8). По наклону кривой к оси lgt определяют параметр гидропроводности: =, (11) По отрезку А, отсекаемому на оси P, вычисляют пьезопроводность пласта: =, (12) Пьезопроводность пласта можно вычислять через параметры пласта и пластовой жидкости по формуле: =, (13) где m - коэффициент пористости; в ж - коэффициент сжимаемости жидкости; в п - коэффициент сжимаемости породы; k-проницаемость пласта, м. Следовательно, для практических целей представляет интерес определение приведенного радиуса. Из уравнения (12) выразим приведенный радиус скважины: =, (14) Если по результатам расчетов установлено, что r с существенно меньше фактического радиуса скважины, то это указывает на большое несовершенство вскрытия пласта в скважине и, напротив, если r с пр r с то это указывает на хорошо развитую трещиноватость в призабойной зоне скважины.

На кривой восстановления давления после ее обработки в системе координат?P(t)-lg t нередко выделяется не один, а несколько прямолинейных участков. Это обусловлено неоднородностью пласта и соответственно непостоянными значениями гидропроводности и пьезопроводности в окрестности скважин.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых (, и ) в работающих или остановленных и их регистрацию во времени. Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики и (пластовое давление, или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, пьезопроводность, 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 (, сжимаемость, давление насыщения и т. д.). Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В.

Н., Маскет М., Чарный И. Содержание.

Гидродинамические Исследования Скважин На Установившихся Режимах

Методы ГДИС Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации — метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах — методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП). Испытатель пластов на трубах (ИПТ) Испытание пласта — это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами. Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи.

Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и (второй цикл). ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:. в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,.

при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,. при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования. Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований. Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации. Кривая восстановления давления (КВД) Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами. Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД). Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ) Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования. КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) которая была закрыта путём герметизации устья.

Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР — газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления.

Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, жидкости и коэффициент, а в случае регистрации глубины ВНР — обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости. Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой.

В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. Индикаторные диаграммы (ИД) Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита.

Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др. Основными определяемыми параметрами являются фильтрационно-ёмкостные свойства призабойной зоны. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. Гидропрослушивание Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п.

Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве. Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Программы интерпретации ГДИС. зарубежные, и др. российские, и др. Литература. Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти.

М: Нефть и газ, 2003. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. Справочник инженера по исследованию скважин. М.: Издательство «Инфра-Инженерия», 2010,. А. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН/ ООО Премиум Инжиниринг, 2011.

А. А. Орлов. Республиканский межведомственный научный сборник «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений», выпуск 17, Львов, 1980.

Гидродинамические Исследования Скважин На Неустановившихся Режимах

В. Н. Боганик., ООО «Сам Полиграфист», 2014. Ссылки.