Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин: их сущность и назначение.

Геофизические исследования эксплуатационных нефтегазовых скважин (далее ГИЭС), или промысловая геофизика, призваны решать ряд задач по контролю за эксплуатацией скважин. Полученные данные используются для контроля и оптимизации режима работы скважины, а также для диагностики при ремонтных работах. В технологии этих исследований можно выделить следующие составляющие:

Скважинные приборы (СП) предназначены для измерения тех или иных параметров различных физических полей. Приборы спускаются в скважину на геофизическом кабеле (чаще всего одножильном), по которому происходит питание приборов, а также передача измеряемых данных на поверхность.

Наземное оборудование позволяет проводить исследования с помощью СП и регистрировать данные этих исследований. Это оборудование, как правило, размещается в кузове автомобиля высокой проходимости – «Урал», «КамАЗ», «Мерседес».

Системы обработки и интерпретации материалов исследований используются на заключительном этапе работ с целью оценки состояния скважины по косвенным данным проведенных исследований.

Исследование эксплуатационных нефтяных скважин можно проводить в условиях установившегося притока жидкости методом пробных откачек и в условиях неустановившегося притока.

В реальных условиях разработки приток жидкости в скважину никогда не достигает условий строго установившегося режима, так как в процессе отбора продукции из пласта всегда происходит постепенное перераспределение давления и изменение дебитов. Однако, такой процесс перераспределения давлений, так же как и изменения нефтенасыщенности пласта, происходит медленно и поэтому в промежутки времени между отдельными исследованиями скважин не вызывает существенного изменения их дебитов.

При резких изменениях отбора из исследуемой скважины или из близко расположенных от нее скважин в данной зоне пласта могут происходить местные перераспределения давлений и нефтенасыщенности, искажающие результаты исследования.

Основным фактором, определяющим скорость достижения установившегося режима притока, является пьезопроводность пласта.

При высоких коэффициентах пьезопроводности в высокопроницаемых пластах и водонапорном режиме перераспределение давлений в призабойной зоне в основном заканчивается в течение нескольких часов, а в малопроницаемых пластах и особенно при наличии в пласте свободного газа установившийся режим достигается в течение суток, а иногда и более.

Проверку достижения установившегося режима в призабойной зоне скважины после изменения ее дебита производят сравнением двух смежных по времени замеров забойного давления и дебитов. Если эти замеры различаются не более чем на 10%, режим считается установившимся.

Исследование эксплуатационных скважин проводят для определения забойных давлений при различных отборах жидкости, коэффициентов продуктивности или индикаторных кривых при нелинейной зависимости между отборами жидкости и снижением забойного давления, газовых факторов, обводненности нефти и содержания песка в извлекаемой из скважины жидкости и других показателей. Эти данные необходимы для установления технологического режима работы скважин, а также для определения таких параметров пласта, как проницаемости, пьезопроводности, пластовых давлений и других, необходимых для анализа процессов эксплуатации месторождения и выработки соответствующих мероприятий.

Техника исследования скважин отличается некоторыми особенностями в зависимости от способов эксплуатации скважин.

Фонтанные скважины исследуют двумя методами – при установившемся режиме работы скважины методом пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Пробные откачки применяют главным образом при исследованиях для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима их работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления – для определения параметров пласта. Кроме того, в скважинах, вскрывших новые нефтяные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, общей газонасыщенности образца нефти, плотности нефти в пластовых условиях и др.). Отбор проб пластовой нефти и определение ее свойств необходимо периодически производить при последующей эксплуатации пласта для оценки возможных изменений свойств нефти

Данные замеров, производимых при исследовании скважин, необходимо учитывать при последующем установлении норм отбора и технологического режима работы скважин.

Забойные давления измеряют глубинными манометрами, опускаемыми на проволоке в фонтанные трубы. В некоторых случаях его определяют по замеру давлений в межтрубном пространстве на поверхности.

В скважины, не подверженные пробкообразованию, фонтанные трубы спускают до средних дыр фильтра, и тогда спущенный до башмака труб глубинный манометр непосредственно замерит забойное давление.

Если же фонтанные трубы по каким-либо причинам, в частности вследствие пробкообразования, не доходят до фильтра скважины и спуск глубинного манометра ограничивается глубиной спуска фонтанных труб.

Величину забойного давления можно определить по формуле

где Р_баш – давление у башмака фонтанных труб, Па;

Н – глубина скважины, м;

L – глубина спуска фонтанных труб, м;

– средний удельный вес газированной жидкости на протяжении от башмака труб до средних дыр фильтра, Н/м³.

Техника исследования фонтанных скважин следующая. Сначала принимают меры к сохранению неизменным режима скважины, намеченной к исследованию, и близко расположенных соседних скважин. Это условие необходимо для того, чтобы дебит исследуемой скважины сохранялся устойчивым на установившемся режиме. Устье скважины оборудуют лубрикатором-сальником, необходимым для спуска глубинного манометра в фонтанные трубы исследуемой скважины. После этого приступают к исследованию скважины. Число режимов при исследовании принимают не менее трех. Последовательность смены режимов не имеет значения, практически же принимают следующий порядок. Сначала исследуют скважину на том режиме, на котором она обычно работает. Производят замер дебита скважины.

Одновременно с замером дебита нефти замеряют дебит газа и берут пробы жидкости для определения обводненности и cодержания песка.

Для определения забойного давления в скважину спускают глубинный манометр. Причем во всех случаях и при всех исследуемых режимах глубинный манометр спускают на определенную глубину.

После снятия всех показателей данного режима изменяют режим скважины для получения второго и последующих режимов исследования. Изменения режима эксплуатации скважины достигают путем смены штуцеров. Диаметр штуцера рекомендуется менять в пределах не вызывающих резких скачков дебитов, так чтобы дебит при вновь установленном режиме не более чем на 20 – 30% отличался от предыдущего.

Если эксплуатационная характеристика скважины позволяет, то при ее исследовании желательно иметь точки, соответствующие режимам максимального отбора, минимального отбора, при котором еще возможно непрерывное фонтанирование скважины, и полной остановке для измерения статического давления.

При отсутствии данных о проницаемости пород и вязкости нефти продолжительность остановки принимают по опытным данным в зависимости от продуктивности скважины и величины газового фактора.

По полученным данным строят индикаторную кривую, показывающую зависимость между дебитом скважины и снижением забойного давления в исследуемой скважине.

Обработку данных исследований и построение индикаторных диаграмм выполняют по изложенным выше методикам в зависимости от того,является ли забойное давление больше или меньше давления насыщения. В первом случае индикаторную диаграмму строят в координатах: дебит жидкости ― перепад давлений, а во втором случае в координатах: дебит жидкости ― доля депрессии на забое скважины, продвигающая по пласту только жидкость.

По прямолинейным участкам индикаторных кривых можно определять коэффициенты продуктивности и коэффициенты проницаемости, характерные для пласта.

При получении нелинейной зависимости между дебитом и депрессией забойного давления рекомендуется повторить исследование при более длительных периодах работы скважины на каждом режиме и более тщательных калибровке глубинного манометра и замерах забойных давлений, так как возможное несоблюдение необходимых условий исследования может оказаться иногда причиной получения нелинейной зависимости. Если же все-таки индикаторная кривая получится выпуклой, т.е. не будет иметь прямолинейного участка, то коэффициент продуктивности не определяют. В этом случае проектируют режимы работы скважины и отборы из нее нефти непосредственно по индикаторным кривым ― по данным того участка, по которому намечается работа скважины.

Однако, скважины и с индикаторными кривыми, характеризующими нелинейную зависимость, могут быть в некоторой степени сравнимы между собой по продуктивности. Для этого проводят касательную к кривой в ее начальной точке. Эта касательная характеризует в известной степени продуктивность данной скважины в сравнении с касательной к кривой другой скважины.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: