Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов
Тема 6
Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов
Цели и задачи исследования скважин и пластов
Методы исследования скважин и пластов предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.
Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи.
В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважине изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовый фактор изменяется. Это заставляет постоянно получать и непрерывно обновлять информацию о скважинах и о пласте.
От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на пласте тех или иных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение отбора нефти.
Изучение характеристики залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа.
Для оценки извлекаемых запасов залежи, т. е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи пласта. Этот показатель является наиболее важным при окончательном определении эффективности разработки месторождения.
Для оценки промышленного значения залежи, кроме геологических и извлекаемых запасов, важно знать еще товарные качества нефти и газа, а также свойства залежей, определяющие производительность скважин, толщину и проницаемость пласта, вязкость жидкости в пластовых условиях.
После того, как установлены промышленные запасы; нефти или газа и принято решение о вводе залежи в промышленную эксплуатацию, приступают к составлению технологической схемы или проекта разработки залежи.
Дляэтой цели, кроме той информации, которая уже имеется и использована в подсчете запасов, необходим комплекс данных об изменении гидродинамических характеристик пласта по площади залежи и в законтурной области, о продуктивности пласта в целом и отдельных его интервалов в различных частях залежи, об эффективности применяемых способов вскрытия пласта и перфорации скважин, об условиях работы скважин и др.
В процессе промышленной эксплуатации скважин исследуют, главным образом, с целью уточнения гидродинамических характеристик пластов, выявления действительной технологической эффективности отдельных элементов принятой системы разработки (система поддержания пластового давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.) и определения эффективности проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности добывающих скважин.
При исследовании газовых скважин широко применяют различные методы определения газоконденсатности залежей с помощью передвижных установок, снабженных специальными сепараторами.
Цель исследования - определение количества сырого конденсата, выделяющегося в процессе сепарации газа при различных давлениях и темпера турах, количества твердых примесей и жидкой фазы, выделяющейся на забое и по стволу скважины в результате снижения давления и температуры от пластовых условий да значений, при которых газ поступает на устье скважины.
Лабораторные методы.
К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются такие основные параметры, как пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти и другие свойства пород и жидкостей.
Эти методы имеют большое практическое значение, особенно при подсчете запасов нефти и газа и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.
Промыслово-геофизические методы.
К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле. По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.
Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов. Их широко используют в процессе разведки и начальных стадий разработки месторождений.
С помощью лабораторных и промыслово-геофизических методов можно изучать свойства пластов только в зоне, прилегающей к стенкам скважины. Поэтому получаемая с их помощью информация не достаточно точно характеризует свойства пласта в целом или те свойства, которые могут резко изменяться по площади его распределения (например, проницаемость). Степень достоверности данных о свойствах пластов зависит от числа пробуренных скважин и количества отобранных образцов горных пород.
Гидродинамические методы.
Кгидродинамическим относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по даннымпрямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.
В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность и др.).
Гидродинамические исследования осуществляются с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помои приборов, установленных на устье скважины.
В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или междуними. Гидродинамические исследования несут большийобъем информации о работе пласта.
В нефтепромысловой практике применяют следующие основные методы гидродинамических исследований:
- установившихся отборов;
- восстановления давления;
- взаимодействия скважин (гидропрослушивание);
- термодинамические.
Исследование газовых скважин также проводят при стационарных (установившихся) и нестационарных режимахфильтрации газов. В последнем случае используют следующие методы:
- восстановления забойного давления после остановки скважины;
- стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважины.
По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин.
Гидропрослушивание пластов
Цель исследования – изучение параметров пласта, линий выклинивания пласта тектонических нарушений. Сущность метода – наблюдение за изменением уровня жидкости или давления в скважинах из-за изменения отбора жидкости в соседних 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.
При известном расстоянии между скважинами и зафЛсированном времени пробега «волны давления» определИ ют пьезопроводность пласта.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечи ется реагирование на изменение отбора в соседней ста»не, то это указывает на наличие между скважинами непрш ницаемого экрана (тектонического нарушения, вышний ния пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяя выявить особенности строения пласта, которые не всейпредставляется возможным установить в процессе разведи и геологического изучения месторождения.
6.8 Нормы отбора нефти и газа из скважин! и пластов
Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудования, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении.
С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины.
С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефтиили оптимальным дебитом.
Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки.
Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость их уточнения.
Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), песка в зависимости от депрессии! (или забойного давления) и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования
При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами.
Дебит скважины ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами.
К первым можно отнести: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость ограничения объема добываемой воды и уменьшения среднего газового фактора в целом по пласту; необходимость равномерного стягивания I BHK и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа.
Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др.
Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением,, когда они удалены от ВНК и ГНК, а динамический уровень снижается до кровли или даже до подошвы пласта, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов.
В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок, рост газового фактора и обводненности продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достигнуть потенциального дебита скважины, а ограничиваться дебит может технико-технологическими возможностями оборудования по подъему жидкости на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.
6.9 Выбороборудования и приборов для исследования
При исследовании скважин и спуске скважинных приборов используется специальное оборудование и устройства. Для исследования фонтанных и газлифтных скважин с целью предупреждения выброса нефти на поверхность применяют лубрикатор 6 (рис. 6.3.).
У фонтанной скважины устанавливают мостки для спуска и подъема приборов из скважины. При проведении исследований автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии 20 - 40 м от устья так, чтобы ось барабан лебедки была перпендикулярна к проволоке, идущей он устья скважины к барабану.
Перед спуском прибора в скважину убеждаются в герметичности сальника лубрикатора. Прибор спускают со скоростью 0,7-0,8 м/с. При подходе прибора к заданной глубине скорость замедляют и при достижении заданной глубины! полностью затормаживают барабан.
Время выдержки прибора на заданной глубине определяется исходя из поставленных задач. Если измеряется только давление на забое то прибор остается без движения на заданной глубине 20 - 30 мин. Если снимается кривая восстановления давления, то прибор выдерживают в течение 2 - 4 ч.
Из скважины прибор поднимают с помощью мотора автомашины на второй скорости. При достижении прибором глубины 30 - 50 м уменьшают скорость подъема, а за 5 - 7м до устья его поднимают вручную. Убедившись, что прибор находится в лубрикаторе, извлекают из него прибор.
Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе, перекрывают задвижку на буфере. Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе и извлекают из него прибор. Затем разбирают прибор и извлекают бланк-диаграмму с записью давления во времени.
Рисунок 6.3 – Исследовательская лаборатория АПЭЛ
1 – скв.прибор; 2 – стенд вторичных приборов; 3 – лебёдка; 4 – смоточное устройство; 5 – ролик; 6 - лубрикатор
При исследовании скважин приборами с дистанционным измерением используют автоматическую промысловую электронную лабораторию АПЭЛ или АИСТ. В лаборатории АПЭЛ установлена малогабаритная лебедка для спуска глубинных манометров с местной регистрацией.
В комплект лаборатории входят скважинные дистанционные приборы: расходомер-дебитомер РГД-2М, термометрТ4Г-1 и влагомер ВГД-2М. Сигнал от скважинного прибора передается по кабелю на вторичный блок соответствующего прибора, в котором сигнал усиливается и передается в блок частотомера, а затем передается на вход самопишущего потенциометра. Измеряемые параметры могут регистрироваться также с помощью стрелочных или цифровых приборов в координатах параметр-время или параметр-глубина.
Основные параметры - дебит и давление, используемые при обработке результатов исследования скважин, измеряют с помощью специальной аппаратуры. Так, дебит в системах сбора чаще измеряют объемным или весовым методом. Измерение расходов жидкости непосредственно в скважинах, когда требуется исследовать изменение расхода по длине фильтра, имеет свои особенности, обусловленные тем, что прибор в скважине может занимать самое различное положение (находиться в центре или лежать на стенке), в результате чего скоростной напор жидкости будет меняться и тем самым прибор будет регистрировать разный расход.
В связи с этим скважинные приборы имеют специальные устройства, предназначенные для направления всего потока через калибровочные отверстия прибора или для центровки положения скважинного прибора в стволе скважины. Первые называются пакерующими устройствами, вторые - центраторами.
Тема 6
Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов