Многоцикловой испытатель пластов фирмы "ДЖОНСТОН" типа МFЕ

3.3 Многоцикловой испытатель пластов фирмы "ДЖОНСТОН" типа МFЕ

Его отличительная особенность состоит в том, что кроме ограниченного числа открытых и закрытых периодов он позволяет осуществлять дистанционную регистрацию давления всего процесса испытания. Многократное повторение открытых и закрытых периодов испытания, иначе говоря многоцикловость испытаний, осуществляется специальным устройством, состоящим из фигурного паза 1 и пальца 2. Фигурный паз 1-ной, а палец 2 находится втулке, расположенной внутри кожуха. Шток с фигурным пазом 1 проходит через втулку с пальцем 2 и кожух. I-положение, соответствующее спуску и подъему инструмента, а также переходу от закрытого периода к открытому; II - кратковременный открытый период испытания; III - переход от открытого к закрытому периоду испытаний; IV - закрытый период испытаний.

Рисунок 3.3.1 Схема расположения пальца штока испытателя пластов в фигурном пазе

Рисунок 3.3.2 Положения испытателя пластов МFE на забое скважины

После первоначального закрытого периода обычно следует второй открытый период, переход к которому также осуществляется кратковременной натяжкой бурильной колонны и последующим опусканием. Фигурный паз с пальцем последовательно займут кратковременно положение I, а затем II. Таким образом, совместное положение II фигурного паза 1 и пальца 2 соответствует открытому периоду испытаний, положение IV - закрытому периоду испытаний, положение III - промежуточному - для перехода от закрытого периода к открытому. Кроме того, положения I и V соответствуют спуску и подъему инструмента.

Так, кратковременной натяжкой и последующим опусканием бурильной колонны может быть создано неограниченное число открытых и закрытых периодов испытаний. Необходимо строго следить за тем, чтобы при кратковременных натяжках бурильная колонна (положения III и I) приподнималась в пределах свободного хода, иначе может произойти снятие пакера.

Бурильная колонна, находящаяся под гидростатическим давлением, рассматривается как "свободно плавающей тело". Она имеет возможность свободного осевого перемещения, в пределах которого на пакер не передается растягивающая или сжимающая осевая нагрузка. Этот свободный ход в пределах l₁, равный 150 мм, называется "свободной точкой плавающего тела".

Разность в показаниях индикатора веса до и после открытия клапана, отнесенная к неуравновешенной площади устройства, характеризует давление под пакером. Ниже дается более подробное объяснение принципа дистанционной регистрации давления.

Важным элементом испытаний является определение полного веса бурильной колонны в жидкости без веса узлов пакерной группы (двойной многоцикловой клапан, уравнительный клапан, клапан с якорем). С этой целью из общего показания индикатора веса вычитается расчетный вес узлов пакерной группы в буровом растворе. Для этих расчетов необходимо, конечно, знать обычный вес этих узлов и плотность бурового раствора.

Рассмотрим особенности работы испытателя пластов.

Для дистанционного измерения давления приняты некоторые допущения и приближения. Основными из них являются следующие:

1) замер давления на поверхности, т.е. снятие показаний индикатора, и последующие расчеты производятся только тогда, когда испытатель прошел определенную точку цикла. Любая регистрация давления в момент, когда испытатель находится между этими точками, будет ошибочной;

2) индикатор веса должен обладать достаточной степенью точности, хотя бы 0,5 тс.

При замерах важно не абсолютное значение показаний индикатора, а величина изменения нагрузки, которая всегда замеряется при движении "свободно плавающего тела" только вверх. Гистерезисным эффектом индикатора можно пренебречь.

Если на показания индикатора заметно влияет изменение температуры окружающего воздуха, то показания следует подкорректировать, определив степень влияния по изменению нагрузки в неактивный период испытания, т.е. в процессе открытого или закрытого периодов, но не в конце их;

3) считается, что на протяжении всего процесса испытаний уровень в затрубном пространстве не меняется, поэтому вес бурильной колонны, показанный индикатором веса в начале испытаний, можно принять за нулевую точку, от которой отсчитываются все последующие изменения;

4) в целях упрощения расчетов изменением конфигурации внешней и внутренней поверхностей бурильной колонны и инструмента пренебрегают. Внутренний диаметр бурильной трубы принимают за постоянный.

Данные, необходимые для дистанционного измерения давления, заносятся на специальный бланк, который включает:

1) дату;

2) вес части оборудования, расположенной ниже многоциклового испытателя.

Это вес таких узлов инструмента, как ясс, безопасный замок пакера, уравнительный клапан, клапан испытателя и другие узлы, вес которых передается на многоцикловой испытатель. Должны быть известны вес и длина этой части инструмента;

3) плотность бурового раствора. Данные по буровому раствору берутся из журнала. Предполагается, что состав бурового раствора однороден и может служить показателем гидростатического давления жидкости в скважине;

4) максимальное показание индикатора веса при движении всей бурильной колонны в непосредственной близости от места пакеровки. Это показание индикатора несколько выше фактического веса бурильной колонны в жидкости и служит для проверки чувствительности индикатора веса при установке нулевой точки;

5) глубину установки. Это расстояние от устья до многоциклового испытателя для определения местоположения "свободной точки". Для определения глубины установок должны быть известны суммарная длина труб УБТ и длина узлов инструмента;

6) минимальное показание индикатора нагрузки. Имеется в виду показание индикатора нагрузки при движении колонны вниз, когда пакер подходит к месту пакеровки. Разность в показаниях между максимальным и минимальным значениями нагрузки свидетельствует о чувствительности индикатора и степени искривления скважины;

7) вес бурильной колонны. Если при испытании пласта используют ту же бурильную колонну, что и при бурении, то ее вес известен буровому мастеру и его необходимо проверить расчетным путем;

8) противодавление в бурильной колонне;

9) гидростатическое давление на уровне многоциклового испытателя. Это давление действует на торец "свободно плавающего тела", изменение величины которого вызывает изменение показания индикатора нагрузки. Величину гидростатического давления определяют по глубине погружения испытателя и плотности бурового раствора. Предполагается, что плотность бурового раствора во всей циркуляционной системе однородна;

10) расчет "свободного тела".

После спуска инструмента производится пакеровка путем деформации пакера частичным весом бурильной колонны. При пакеровке вес бурильной колонны уменьшается на величину веса деталей, входящих в пакерную группу, и нагрузки, необходимой для деформации пакера. После открытия клапана начинается открытый период испытания, в процессе которого происходит потеря "плавучести" "свободного тела" за счет снижения давления под клапаном. Для определения возросшего веса бурильную колонну приподнимают на величину свободного хода. Прирост веса бурильной бурильной колонны будет равен гидростатическому давлению на глубине испытателя, умноженному на эффективную площадь "свободного тела", если в трубах не создавалось противодавление.

Рисунок 3.3.3 График давления, записанный при испытании пластов испытателем типа МFЕ

Таким образом получают расчетную "свободную точку" в конце первоначального периода притока.

График давления вычерчивают следующим образом (рис.3.3.3). Начальная точка соответствует началу спуска и находится на отметке с нулевым делением. По мере углубления давление растет по прямой и в конце спуска инструмента соответствует полномугидростатическому давлению на глубине испытателя, значение которого легко определить, зная глубину спуска и плотность бурового раствора. Откладывая по оси х время, а по оси у величину гидростатического давления, получаем искомую точку А. Конечно, инструмент, как правило, спускается неравномерно и давление от нулевой точки до точки А изменяется ступенчато однако этот участок графика существенного значения не имеет.

После передачи сжимающей нагрузки на пакер клапан открывается и давление в подпакерной области резко снижается. Если не установлен регулятор депрессии и в бурильных трубах не создано противодавление, то давление под пакером падает практически до атмосферного, что на графике будет выражаться точкой С. От точки С начинается первоначальный период притока длительность которого оставляет 2-5 мин. За такой короткий промежуток времени даже при интенсивном притоке давление в трубах изменится незначительно и точка С₁, обозначающая конец первоначального открытого периода, будет примерно на одном уровне с точкой С. При закрытии клапана для переход от первоначального открытого периода к первоначальному закрытому периоду проходится положение "свободной точки", в которой бурильная колонна не опирается на пакер и полностью подвешена на крюке. Как уже отмечалось выше, ее вес возрастает вследствие снижения давления под пакером. Зная вес бурильной колонны после "потери ползучести", ее первоначальный вес (без деталей неподвижной пакерной группы) и площадь, на которую действует перепад давления, можно определить фактическое давление в точке С₁.

Примем следующие обозначения:

Q₁ - полный вес бурильной колонны, находящейся в скважине с буровым раствором, или показание индикатора веса до пакеровки;

Q₂ - показания индикатора веса после пакеровки, т.е. вес бурильной колонны в скважине без веса деталей (пакера, хвостовика) неподвижных относительно стенки скважины

Q₂=Q₁-T, (3.1)

где Т - вес пакера и хвостовика в скважине с буровым раствором, или фактический их вес без выталкивающей силы.

Вес Q₂ может быть определен по показанию индикатора, если после пакеровки клапан открывается не сразу. При проходе "свободной точки" по индикатору фиксируется вес Q₂.

Q₃ - показание индикатора веса в период притока или восстановления давления. Это вес бурильной колонны без деталей пакера и хвостовика (т.е. Q₂), но во время "потери ползучести", т.е. когда на ее нижний торец действует не гидростатическое, а фактическое давление под пакером в данный период испытания. Как в период притока, так и в период восстановления давления показание Q₃ снимается с индикатора в "свободной точке", т.е. когда колонна кратковременно отрывается от пакера и остается свободно подвешенной на крюке. Разница в показаниях Q₂ и Q₃ называется изменением давления под пакером.

В дальнейшем для простоты рассуждений давление под пакером в первоначальный период притока принято равным атмосферному (пустые бурильные трубы).

Q₃=Q₂+SΔр, (3.2)

где S - площадь низа бурильной колонны, на который действует давление под пакером; Δр - разность между гидростатическим давлением р_г и давлением под пакером р_п:

Δр=р_г-р_п (3.3)

В первоначальный период притока, когда давление под пакером равно атмосферному, р_п = р_г.

В конце первоначального закрытого периода бурильная колонна приподнимается на длину "свободного тела" и опускается вновь для перехода ко второму периоду притока (см. рис.3.3.1 - переход из положения IV в положение II через положение I, что соответствует рис.3.3.2, б). Во время прохождения "свободной точкой" записывается показание индикатора веса, соответствующее периоду Q₃´, которое будет отличаться от периода притока Q₃´´, так как давление под пакером восстановилось до пластового.

Зная продолжительность закрытого периода и давление р_п, на графике можно найти точку А. При дистанционном измерении характер изменения давления между точками неизвестен, поэтому предлагается точки С₁, и В соединить прямой линией, хотя истинная линия часто будет похожа на кривую, показанную пунктиром.

При последующем открытии клапана для второго периода притока давление под пакером упадет до значения С₂, которое будет равно С₁, так как за время закрытого периода жидкость в бурильную колонну не поступала.

В конце второго периода притока, продолжительность которого определяется условиями испытаний, снимается показание индикатора веса, так же как это было в конце первоначального периода притока. Вместо Q₃ подставляется показание индикатора веса, снятое в конце второго периода притока. Зная его продолжительность и давление, на графике строят соответствующую точкуС₃, смещение которой по вертикали относительно точки С₂ характеризует интенсивность поступления пластовой жидкости в бурильную колонну.

В процессе испытаний может случиться так, что точка В₁ будет расположена ниже точки В, т.е. значение пластового давления, замеренное во время второго закрытого периода, меньше давления, замеренного в первоначальный закрытый период. Причиной указанной разницы может быть истощение пласта или недостаточная продолжительность закрытого периода. Для проверки правильности измерений проводится еще один цикл испытаний, причем продолжительность закрытого периода устанавливается значительно больше первых двух периодов.

В конце второго закрытого периода открывается клапан и давление падает до точки С₄. Если испытания идут без осложнений, то давление в точке С₄ должно быть таким же, как и в точке С₃, так как инструмент оставался закрытым.

В конце открытого периода инструмент разгружается до состояния "свободного тела" и снимается показание индикатора, как это было в точке С₃.

Давление в конце третьего открытого периода должно быть больше, чем в точке С₃, за счет дополнительного количества жидкости, которое поступило в трубы за последний период. Для выяснения причины уменьшения давления в точке В₁ по сравнению с точкой В необходимо, чтобы продолжительность третьего закрытого периода была в 2 раза больше второго.

В конце третьего (последнего) закрытого периода, когда инструменту дается натяжка для открытия уравнительного клапана, бурильная колонна проходит через "свободную точку", в которой снимается показание индикатора.

По указанным формулам можно определить давление в конце третьего закрытого периода и построить на графике соответствующую точку Е. Если окажется, что точка Е находится на одном уровне с точкой В, то это указывает на недостаточную продолжительность второго закрытого периода.

Точка F на графике соответствует гидростатическому давлению после снятия пакера, а наклонная прямая, проведенная вниз, означает подъём инструмента.

Описанный метод дистанционного измерения давления при испытании пласта, вероятно, является более приближенным, чем замер давления регистрирующими глубинными манометрами. Метод позволяет регистрировать только крайние точки цикла, тогда как для интерпретации необходима запись всего процесса изменения давления. Тем не менее метод дистанционной регистрации давления может оказаться полезным в сочетании с замером давления глубинными регистрирующими манометрами. В процессе испытаний дистанционным методом может постоянно контролироваться интенсивность изменения давления при открытых и закрытых периодах, что позволит более точно определить продолжительность каждого периода.

Рассмотрим узлы испытателя пластов МFЕ.

Испытатель пластов (рис.3.3.4, а) имеет специальную камеру 5. через которую происходит приток пластовой жидкости в трубы, а при закрытии приемного клапана в конце испытания в ней поднимают пробу пластовой жидкости, т.е. она выполняет функцию пробоотборника. На верхнем штоке 1 имеется фигурный паз 2, по которому скользит сухарь 3, закрепленный в верхнем переводнике 4 испытателя пластов. Уравнительный клапан (рис.3.3.4, б) конструктивно весьма сложен. Он состоит из верхнего переводника 1 с центральной втулкой 2; верхнего 3 и нижнего 4 штоков; тормозной камеры 5, корпуса 6 и нижнего переводника 7. Поршень в тормозной камере установлен таким образом, чтобы обеспечивалось торможение штока при его движении вверх.

а) б)

Рисунок 3.3.4 а) испытатель пластов; б) уравнительный клапан

Раздвижное устройство (рис.3.3.5) предназначается для сохранения сжимающей осевой нагрузки на пакер в момент приподъема инструмента, когда закрывают приемный клапан испытателя пластов. Оно состоит из верхнего корпуса 1; переводника 2 с системой переточных каналов 3, клапанов 4; нижнего корпуса 5 и центрального штока 6, заканчивающегося резьбовым переводником 7.

Система клапанов в переводнике установлена на торможение движения корпуса при его перемещении вверх.

Рисунок 3.3.5 раздвижное устройство

Работа указанной компоновки в скважине сводится к следующему. После достижения забоя при передаче осевой нагрузки на испытательный инструмент шток уравнительного клапана свободно перемещается вниз и перекрывает боковое отверстие в нижнем переводнике 7 (см. рис.3.3.4, б). Так же свободно перемещается вниз и корпус раздвижного устройства. После этого пакерующий элемент деформируется. Шток испытателя пластов перемещается вниз из положения б в положение в (см. рис.3.3.4, а) и сдвигает центральную втулку 2 (см. рис.3.3.4, б), которая перекрывает боковые отверстия в верхнем штоке З уравнительного клапана. При подъеме штока (из в в г) и последующем спуске из положения г (см. рис.3.3.4, а) в положение а открывается приемный клапан испытателя пластов. Для закрытия приемного клапана и обеспечения закрытого периода испытания инструмент приподнимают, шток свободно перемещается в положение б, при этом резко возрастает нагрузка на инструмент, так как натяжение инструмента через сухари передается на корпус испытателя пластов. Это является сигналом на поверхность к прекращению подъема инструмента и его опускают в положение в.

После пребывания испытателя пластов в закрытом положена бурильную колонну приподнимают и припускают, шток перемещается в положение а, затем снова открывается приемный клапан и возникает приток жидкости из пласта в бурильные трубы.

Для закрытия клапана инструмент вновь поднимают и шток переходит в положение в через б.

После этого все операции можно повторить в той же последовательности для выполнения нескольких открытых и закрыты периодов испытания.

Следует отметить, что при указанных перемещениях инструмента боковые отверстия уравнительного клапана остаются закрытыми, что достигается при помощи тормозной камеры, и только при длительно приложенной растягивающей нагрузке в конце испытаний они открываются и давление в подпакерной и надпакерной зонах скважины выравнивается.

Вертикальные перемещения инструмента не приводят к уменьшению сжимающей нагрузки на пакерующий элемент, так как незначительные перемещения корпуса раздвижного устройства вызывают переток жидкости из верхней камеры в нижнюю (см рис.3.3.5), и давление на нижний поршень, связанный с корпусом пакера, остается неизменным до тех пор, пока имеется жидкость в верхней камере. Как только вся жидкость перетечет в нижнюю камеру, дальнейшее перемещение корпуса раздвижного устройства вверх приведет к уменьшению сжимающей нагрузки на пакер, что происходит при снятии пакера после испытаний.

4. Технологическая часть 4.1 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

Оценка качества гидродинамических исследований разведочных скважин и методов обработки получаемых данных

Испытания разведочных скважин проводились в колонне после перфорации испытываемого объекта. Испытания нескольких объектов в скважине производились снизу вверх с установкой цементного моста после проведения испытаний нижележащего объекта. Вызов притока делался путем смены раствора на техническую воду с последующим снижением уровня компрессированием. В ряде случаев для возбуждения пласта и его испытаний использовался пластоиспытатель.

В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод "установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).

Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.

4.1.1 Анализ методов обработки материалов исследований, применявшихся в актах испытаний скважин

Для обработки результатов исследований скважин в актах испытаний применялись следующие методы. Кривые восстановления уровня обрабатывались по методу И.М. Муравьева - А.П. Крылова, позволяющему определять коэффициент продуктивности скважины. В ряде случаев последний определялся как частное от деления дебита на депрессию. При этом дебит рассчитывался по приросту уровня в первый момент времени после прекращения компрессирования, а пластовое давление принималось равным гидростатическому.

Кривые восстановления давления после остановки фонтанирующих скважин обрабатывались методом касательной (методом полулогарифмических координат). Использование этого метода предполагает, что скважина до остановки работает бесконечно долго с постоянным дебитом. В ряде случаев использовался метод Хорнера, позволяющий учитывать конечное время работы скважины с постоянным дебитом.

Индикаторные диаграммы строились по данным исследований на разных режимах работы скважины. По наклону индикаторной диаграммы определялся коэффициент продуктивности. В большинстве случаев исследования проводились на трех режимах.

Продолжительность регистрации кривых восстановления уровня составляла от 3 до 40 часов. Регистрация кривых восстановления забойного давления продолжалась от 3 до 20 часов. Причем в течение последних нескольких часов согласно расшифровке диаграмм в ряде случаев фиксировалось постоянное забойное давление. Это объясняется низкой чувствительностью применяемых манометров и компараторов для расшифровки бланков. Недостаточная продолжительность регистрации кривых и несовершенство измерительных приборов значительно снижают достоверность получаемых результатов.

После первичной обработки и анализа качества данных была проведена переинтерпретация материалов исследований разведочных скважин. Было отбраковано 17 кривых восстановления давления, уровня и индикаторных диаграмм Причинами отбраковки могут быть:

малое количество точек на кривой

малое время прослеживания

малый темп изменения кривизны кривой.

4.2 Технология исследований добывающих скважин

Традиционные методы гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов в большинстве случаев неприменимы для исследований малодебитных скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора Приобского месторождения. Причиной этого является невозможность соблюдения технологий исследований указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких пли хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины.

Согласно технологии центра "Информпласт" (ВНИИнефть) в течение достаточно длительного промежутка времени (2-З суток и более) производится наблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности. Измерения на забое скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем, в зависимости от режима работы выбираются методы и технология дальнейших исследований данной скважины.

Большинство скважин на месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. В аналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения времени фонтанирования; времени подъема уровня до устья с момента прекращения фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтанирование и забойного давления, при котором начинается подъем уровня. Все эти характеристики периодического фонтанирования необходимо знать при обработке регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток перед закрытием ее на КВД.

Если скважина работает в режиме периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста давления после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине, длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и кривые достаточно гладкие, то эти участки роста давления могут быть использованы для обработки по методу прослеживания уровня.

Если же эти участки роста давления не соответствуют указанным выше условиям, то для исследований скважины методом прослеживания уровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если при этом в скважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 ат, то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживания уровня можно получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.

После завершения исследований методом прослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании согласно обычной технологии скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом "установившихся" отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.

4.2.1 Анализ методов обработки материалов исследований добывающих скважин

Ниже кратко изложены методы интерпретации, применявшиеся в данной работе для обработки результатов исследований добывающих скважин. Эти методы использовались также для переинтерпретации результатов исследований разведочных скважин.

Для обработки кривых изменения забойного давления в процессе подъёма уровня как после компрессирования, так и при периодическом фонтанировании использовалась комплексная методика, основанная на решении Маскета о свободном притоке в скважину, включающая в себя три метода, дополняющие друг друга: дифференциальный, интегральный и метод наилучшего совмещения.

Эта методика обладает большей разрешающей способностью по сравнению с обычно используемыми методами И.М. Муравьева - А.П. Крылова и Маскета. Дифференциальный и интегральный методы позволяют строить индикаторную диаграмму по данным о восстановлении уровня (давления) и анализировать ее форму. Метод наилучшего совмещения основан на итерационном процессе варьирования параметров до максимально возможного совмещения реальной и расчетных эталонных кривых.

Методика позволяет определять коэффициент продуктивности скважины, давление, близкое по величине к пластовому, и начальный дебит скважины, существовавший в момент прекращения возмущения пласта. Кроме того, методика позволяет оценить характер фильтрации флюида и установить зависимость коэффициента продуктивности скважины от депрессии на пласт.

Кривые восстановления давления после прекращения фонтанирования обрабатывались обобщенным дифференциальным методом (ОДМ) Ю.А. Мясникова. Этот метод позволяет в полной мере учитывать историю работы скважины до ее остановки, переменность дебита во времени и продолжающийся приток в скважину после ее остановки. Учет истории работы очень важен при обработке кривых восстановления давления в разведочных скважинах, до остановки которых обычно проводятся исследования на разных режимах работы. В результате обработки определяются гидропроводность пласта, приведенный радиус скважины, скин-фактор, коэффициент совершенства скважины, проницаемость, пьезопроводность и пластовое давление.

Наиболее универсальным методом интерпретации результатов исследований скважин является метод наилучшего совмещения фактических и расчётных кривых произвольного изменения забойного давления. Для его реализации проводится прослеживание за изменением забойного давления (уровня) в течение достаточно длительного промежутка времени, включающего в общем случае периодическое фонтанирование, периоды подъема уровня в стволе при открытом устье скважины и восстановления забойного давления при закрытой заполненной скважине. На всем протяжении исследований кроме забойного замеряются также устьевые давления и объем отбираемой из скважины жидкости. Эти данные используются для определения дебита притока из пласта на каждый момент времени.

Рассмотрим на примере одной из добывающих скважин использование метода наилучшего совмещения для обработки кривой произвольного изменения забойного давления. В скважине 3100, рисунок 4.2.1, в течение 40 часов проводились наблюдения за естественным режимом работы. Происходило периодическое фонтанирование со временем перелива 1 час и временем подъема уровня - 9 часов. После очередного подъема жидкости до устья скважина была закрыта для регистрации КВД.

Определение фильтрационных характеристик пласта по результатам исследований скважины 3100 проводится тремя способами. Во-первых, по четырём кривым восстановления уровня (давления) определяется коэффициент продуктивности. Во-вторых, по кривой восстановления давления, зарегистрированной после заполнения ствола скважины, согласно обобщённому дифференциальному методу определяются гидропроводность, проницаемость, скин-фактор, пьезопроводность и пластовое давление. И, наконец, в-третьих, этот же набор параметров можно определить по всей кривой изменения давления с помощью метода наилучшего совмещения.

Рисунок 4.2.1 Обработка кривой изменения забойного давления методом наилучшего совмещения. Приобское месторождение, скважина 3100

4.3 Оценка изменения фильтрационных параметров пластов по площади

По данным гидродинамических исследований добывающих скважин в разной степени изучен разбуренный участок левобережной части месторождения между кустами 99 на западе и 113 на востоке.

Гидропроводность пласта АС₁₀ наиболее высокая в районах кустов 101, 103, 104. Она составляет, в среднем, 10 д ·см/спз, изменяясь от 7 в скважине 221 до 13,9 в скважине 1146. К востоку от рассмотренного участка гидропроводность пласта АС₁₀ резко уменьшается. Уже в районе кустов 1, 102, 105, 109, 119, 110 она становится равной 1,4-1,5 д·см/спз. В районе куста 115 она сохраняется также на низком уровне 1,2-1,5 д · см/спз.

Гидропроводность пласта АС₁₁ в районе скважин 1140, 1183, 3015 и 3033 составляет 3,49-3,88 д·см/спз. Чуть меньше гидропроводность в скважине 1243 и 1263, расположенных восточное. Исключение составляет скважина 1768, гидропроводность пласта в которой равна 7.7 д·см/спз. Юго-восточнее, в районе скважин 1287, 3100 гидропроводность пласта АС₁₁ увеличивается существенно - до 7 д ·см/спз. Следует обратить внимание на ухудшенную зону пласта на юге центральной части разбуренного участка в окрестности скважин 3164, 3165 и 3182. Гидропроводность пласта в скважине 3165 составила всего лишь 0,3 д·см/спз. По двум другим скважинам определен только коэффициент продуктивности, он составил соответственно 0,03 и 0,06 м^З/сут ·ат. В скважине 3165 он также очень мал - 0,01 м^З/сут · ат.

Пласт АС₁₂ на центральном участке (кусты 100, 101, 102, 104, 105, 119) имеет наиболее низкие по сравнению с другими пластами фильтрационные характеристики, но он более однороден по площади. Среднее значение гидропроводности пласта АС₁₂ на данном участке составляет 1,0 д · см/спз при изменении ее от 0,4 до 2,2 д ·см/спз.

По результатам гидродинамических исследований установлено, что гидропроводность пласта АС₁₂ увеличивается при появлении в разрезе пропластка АС _{12 (0).} По последним геологическим представлениям пропласток АС _{12 (0)} относят к пласту АС₁₁.

4.4 Гидродинамические исследования скважин при забойном давлении ниже давления насыщения

С целью оценки возможности длительной эксплуатации скважин при давлениях ниже давления насыщения проведено шесть длительных комплексных исследований по пяти скважинам при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения. Чистое время исследований составило 160 суток.

Определены геолого-промысловые и фильтрационные параметры по исследованным скважинам:

пластовые давления

коэффициенты продуктивности

давления насыщения

забойные давления, ниже которых начинают уменьшаться коэффициенты продуктивности

параметры J и n характеризующие приток к скважине при забойных давлениях ниже давления насыщения

Разработана методика и технология исследований скважин при давлениях ниже давления насыщения.

Установлены корреляционные связи между параметрами J, n и коэффициентом продуктивности.

Разработана методика прогнозирования дебита скважин Приобского месторождения при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Проведенные исследования свидетельствуют о том, что понижение забойного давления ниже давления насыщения в высокопродуктивных скважинах позволяет увеличить их дебит.

При снижении забойного давления до 20-40 ат не отмечалось опережающих прорывов газа и закупорки призабойной зоны.

Расширение воронки разгазирования, вызванное падением пластового давления на 20 ат за 2 года эксплуатации скважины 1183 при забойном давлении порядка 40 ат, не привело к ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины.

Стабильность фильтрационных характеристик зоны разгазирования при пластовом давлении выше давления насыщения позволяет проводить долгосрочный прогноз дебитов скважин.

Для подтверждения и уточнения корреляционных связей, лежащих в основе методики прогнозирования, установленных по пяти скважинам, необходимо проведение дополнительных исследований по большему числу скважин.

Получена формула для прогнозных расчетов дебитов скважин Приобского месторождения при забойных давлениях ниже давления насыщения.

q=К_о (р_{пл -} 115) +0.005К ₀^1.717 (115²-р^2)1.15-0.2K₀ (4.1)

Для проведения расчетов по формуле должны быть известны текущее пластовое давление р_пл и коэффициент продуктивности скважины при давлениях выше давления насыщения К_о. Если пластовое давление неизвестно, то можно рассчитать не сам дебит скважины, а его прирост за счет снижения забойного давления ниже давления насыщения. Он будет равняться второму слагаемому в формуле. Из формулы видно, что прирост дебита от пластового давления не зависит.

4.5 Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований

На ряде разведочных скважин в процессе их испытания производились мероприятия по интенсификации притока: соляно-кислотные обработки, повторные перфорации, многократные свабирования и др. В большинстве случаев проведение мероприятий по интенсификации притока было успешным. Коэффициенты продуктивности увеличивались в 1,5-2 раза. В отдельных случаях только проведение мероприятий позволяло получить приток из пласта. Следует отметить, что в исследованных скважинах, как в разведочных, так и в добывающих независимо от того, проводились ли в них мероприятия по интенсификации притока, имеют место как положительные, так и отрицательные значения скин-фактора. Это объясняется следующим образом. В процессе бурения происходит двоякое воздействие на призабойную зону пласта. С одной стороны происходит её улучшение за счет механического воздействия (разрушения), а с другой - ухудшение за счет проникновения фильтрата бурового раствора, а в высокопроницаемом пористом или трещиноватом пласте и глинистых частиц. Вполне очевидно, что в низкопроницаемых коллекторах преобладает первое воздействие, а в более проницаемых - второе. Это наблюдается и по имеющимся шести разведочным скважинам, исследованным методом восстановления давления.

Таблица 4.5 1

Номера скважин	Пласт	Проницаемость	Скин-фактор
412	АС11 (1)	0,0033	-2,1
181	АС10 (2-3)	0,0047	-1,9
234	АС11 (1)	0,0040	-1,1
405	АС11 (1)	0,0098	+4,7
262	АС11 (1)	0,025	+22,9
246	АС11 (о)	0,042	+2,1

Скважины здесь расположены по возрастанию проницаемости. Из таблицы хорошо видно, что именно при очень малых проницаемостях формируется вокруг скважины зона с улучшенными фильтрационными характеристиками. По мере увеличения проницаемости пласта в скважинах, его вскрывающих, наблюдается снижение фильтрационных характеристик призабойной зоны по сравнению с удаленной. Скин-фактор меняет знак с минуса на плюс.

Известным способом оценки состояния призабойной зоны скважин, в том числе и оценка качества вскрытия продуктивного пласта, является определение величины скин-фактора, коэффициента совершенства и приведенного радиуса скважины по данным гидродинамических исследований методом восстановления давления.

Можно предложить способ оценки состояния призабойной зоны, преимущество которого заключается в его наглядности и возможности определять потенциальный коэффициент продуктивности в случае ухудшенной призабойной зоны без проведения дополнительных расчетов. Чтобы использовать этот способ, необходимо иметь результаты исследований скважин, позволяющих независимо друг от друга определить коэффициент продуктивности и гидропроводность пласта. Первый параметр в большей степени зависит от состояния призабойной зоны, второй характеризует удаленную часть пласта, не подверженную воздействию от каких-либо технологических процессов, проводившихся в скважине.

На рис.4.5 1 приведен график, построенный по результатам исследований добывающих скважин и показывающий взаимосвязь фильтрационных характеристик удаленной части пласта и призабойной зоны. График построен в билогарифмических координатах. По оси абсцисс откладываются значения гидропроводности удаленной части пласта, определяемые по кривым восстановления давления. По оси ординат откладываются значения коэффициента продуктивности по тем же скважинам, но определенные по данным других исследований: по КВУ или по индикаторным диаграммам. На величину коэффициента продуктивности кроме гидропроводности пласта значительное влияние оказывает состояние призабойной зоны. Линиями 1 и 2 на рис.4.5 1 ограничена область, в пределах которой скин-фактор равен 0, т.е. параметры призабойной и удаленных зон пласта равны между собой. Линия 1 рассчитана при радиусе контура питания К-к = 50 м, линия 2 - К-к = 500 м.

Скважины, попадающие ниже линии 2, имеют ухудшенную призабойную зону. Именно на этих скважинах необходимо в первую очередь проводить гидроразрыв пласта. Скважины, расположенные выше линии 1 имеют улучшенную призабойную зону. На этом рисунке нанесен ряд скважин, на которых ГРП уже проводился. Скважины до и после ГРП показаны одинаковыми номерами, но после ГРП номер поставлен со штрихом. Наглядно видно, что в результате ГРП гидропроводность удаленной части пласта не меняется, но возрастает коэффициент продуктивности. Это показано стрелками. Причем, увеличение коэффициента продуктивности происходит даже в том случае, когда призабойная зона до ГРП не была ухудшенной.

Пользуясь рис.4.5 1, как номограммой, можно прогнозировать потенциальный коэффициент продуктивности, как минимум, до случая равенства параметров призабойной и удаленной частей пласта. Так, например, в скважине 3100 при довольно высокой гидропроводности 9,4 д см/спз получен коэффициент продуктивности 0,24 м^З/сут ·ат. Проводя от точки с этими координатами вертикаль до пересечения с областью между линиями 1 и 2, получаем величину коэффициента продуктивности, соответствующую случаю не ухудшенной призабойной зоны. Эта величина в три раза превышает фактическое значение коэффициента продуктивности. Следовательно, после обработки призабойной зоны с целью улучшения ее состояния хотя бы до уровня параметров удаленной части пласта дебит скв.3100 при этой же депрессии можно увеличить как минимум в три раза.

Рисунок 4.5.1 Сопоставление фильтрационных параметров призабойной и удаленной зон пласта. Приобское месторождение

План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале 2558-2570м.

Цель работ: вторичное вскрытие продуктивного интервала, обработка призабойной зоны, освоение скважины эжекторным насосом с попутными гидродинамическими исследованиями.

I. Геолого-техническая характеристика.

1 Э/колонна-168-146мм.

Опрессована на давление -атм.

Искусственный забой - м.

Интервал перфорации 2558-2570м.

Пластовое давление - атм.

II. Порядок проведения работ:

1. Ознакомить бригаду КРС с планом работ;

2. Промыть скважину водой 1.08 г/см³ объемом 30м³ со спуском НКТ до забоя. Поднять НКТ на поверхность;

3. Провести скреперование колонны в интервале посадки пакера 2450-2490 м;

Завести оборудование (УЭОС-4) и реагенты;

Спустить компоновку УЭОС-4 в скважину согласно схемы:

воронка - ниже продуктивного пласта;

хвостовик - НКТ 2.5´´;

пакер ПВМ-122-500

одна труба НКТ 2.5´´;

УЭОС-4;

НКТ-2.5´´-до устья.

При спуске компоновки внутренний диаметр НКТ проконтролировать шаблоном диаметром 59мм, длиной 500м. Резьбовые соединения между пакером и УЭОС-4 уплотнить лентой ФУМ.

Установить фонтанную арматуру и лубрикатор. Все резьбовые переводники и фланцы, используемые при установке план-шайбы, фонтанной арматуры и лубрикатора, а также фонтанную арматуру и лубрикатор проконтролировать шаблоном диаметром 59мм, длиной 500мм.

Для проведения технологического процесса на скважине необходимо иметь:

цементировочный агрегат ЦА-320;

емкость для нефти 25м³;

пресную воду в объеме 5м³;

емкость 15 м^{3 (}тщательно очищенную);

оборудование для кислотной обработки;

ППУ;

кислота соляная 12% -5м³;.

Расставить технику и оборудование согласно схемы. Опрессовать нагнетательные линии на давление 150атм.

Перфорацию проводить на воде плотностью не менее 1.05 г/см³.

Поднять воронку до глубины 2520м., установить пакер;

Произвести привязку интервала перфорации. С помощью работы ЦА-320 и УЭОС-4 создать депрессию 5мПа. (не более 15% от величины пластового давления). Значение величины депрессии согласовать с заказчиком. Перфорировать пласт зарядами ЗПК-42С в интервале 2558-2570м. плотностью 12 зарядов на метр.

Закрыть скважину и провести фоновые измерения комплексным скважинным прибором КСА Т7.

Спустить прибор ниже интервала перфорации, с помощью УЭОС-4 создать заданную величину депрессии, при которой провести комплекс измерений параметров работы пласта.

Извлечь скважинный прибор на поверхности и с помощью каротажного подъемника доставить в устройство УЭОС-4 вставку КВД с автономным манометром. Работой ЦА-320 создать максимально допустимую величину депрессии и поддерживать ее в течение шести часов.

Остановить работу ЦА-320 и произвести регистрацию КВД в течение шести часов. Извлечь вставку на поверхность.

В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямого и обратного хода при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.

В случае слабого притока, провести реагентную разглинизацию ПЗП по технологии ООО "Сервис-нафта". Установить воронку на глубине 2580 м. В 5 м³ пресной воды (50⁰) растворить 400 кг реагента-разглинизатора и закачать приготовленный раствор в НКТ при открытой затрубной задвижке. Далее в НКТ закачать 4,3 м³ воды для установки реагента и интервале пласта. Продавить реагент в пласт водой в объеме 2 м³ и давлением на агрегате не более 100 атм при закрытой затрубной задвижке. В случае отсутствия приемистости дренировать пласт путем последовательного повышения и понижения давления 10-15 раз. Закрыть скважину для прохождения реакции на 12-14 часов.

Промыть скважину обратной промывкой водой плотностью 1.08 г/см³ в объеме 25м³ для удаления продуктов реакции.

В НКТ закачать 5м³ 12% соляной кислоты при открытой затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг. Стабилизатора глин. Закачать В НКТ 4.3м³ воды для установки кислоты в зоне перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в объеме 2 м³. Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов.

Промыть скважину водой в объеме 20м³ через затрубное пространство для удаления продуктов реакции.

Приподнять компоновку и установить воронку НКТ на глубине 2520м. Произвести пакеровку и опрессовать пакер давлением 80 атм. обратной циркуляцией через затрубное пространство.

С помощью ЦА-320 и устройства УЭОС-4 снизить забойное давление до расчетных значений и вызвать приток из пласта. Работу проводить до полного удаления продуктов реакции и стабилизации притока из пласта.

В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямым и обратным ходом при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.

В случае слабого притока повторить пп.12-15

Заглушить скважину и поднять НКТ. Дальнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по испытанию скважины. Примечание: Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса номиналом не более 100мм. В случае отсутствия технической возможности проведения работ с помощью УЭОС-4 (невозможность постановки пакера, поломка ЦА-320 и др.), работы по освоению скважины и достижению запланированной депрессии проводить методом свабирования.

5. Экономическая часть 5.1 Определение стоимости проведения гидродинамического исследования

Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст - эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты времени на переезды исследований от базы ЦНИПР до куста (места исследований) и протяженность такого переезда. Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты ЦНИПРом организации, поставляющие спецмашины (Газ - 71, Газ - 66) для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам.

В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров - средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно - заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц.

В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, числящиеся в УТТ.

Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.

Нормы времени на переезд 1 км с грузом по местности: (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемом до 20 градусов, речная пойма) соответственно равна 22 минутам к 0,027 часа.

Часовая тарифная ставка для оплаты труда рабочих, применяемая в НГД ЮН, для операторов по исследованию скважин Приобского месторождения в зависимости от квалификационных разрядов распределяется следующим образом:

Таблица. Часовая тарифная ставка по разрядам

№	Разряды операторов по исследованию скважин.	Часовая тарифная ставка для оплаты час/руб.
1	Оператор 4 разряда	9,77
2	Оператор 5 разряда	12,04
3	Оператор 6 разряда	13,25

0,79 коэффициент на вредные условия. Тарифы на автомобили принятые в НГДУ ЮН для оплаты организации (УТТ) предоставляемые автомобили и водителей передвижных лабораторий числящиеся в УТТ, приведены в таблице:

Таблица.Тарифы на автомобили

№	Марка авто и установленное Оборудование.	Часовая тарифная ставка для оплаты
1	Газ-66 Азинмаш - 8	34,85 Руб/час
2	Газ-71 Азинмаш - 8 А.	41,15Руб/час

Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем по Приобскому месторождению принимаем равным 100 км в один конец. Методика расчета. Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований.

Т_общ. =Т _пр. + Т _{иссл. (}5.1)

Где: Т _{иссл. -} норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора.

Т_{пр. -} время затраченное на переезд от базы до скважины

Т _пр =T∙2∙S (5.2)

Т_пр=0,027∙2∙100=5,4

Где: S - путь в 1 конец (км);

Т - норма времени на 1 км.

Теперь определяем стоимость проведения гидродинамических исследований:

С _общ. = С _пр. + С _{иссл. (}5.3)

С_общ=315∙1,68+11000,134

С _иссл. =Т ст₁ ·Т _общ. + Тст₂ · Т_{общ. (}5.4)

С_исл=21,672∙282+17,585∙278=11000,134

где: С_иссл - сумма затраченная для оплаты операторов (как правило исследование проводят 2 оператора 4 и 6 разряда

Т ст₁ - часовая тарифная ставка оператора 6 разряда

Т ст₂ - часовая тарифная ставка оператора 4 разряда

Тст₁=12,04∙1,8=21,672

Тст₂=9.77∙1,8=17,586

С _пр. = Т ст₁ · Т _общ., (5.5)

С_пр=Тст₂∙Т_общ

где С _пр. - сумма затраченная для оплаты организации предоставляющую машину

Т ст. - часовая тарифная ставка для оплаты за аренду машины.

С_пр=21,672∙36,72=795,80

С_пр=17,586∙36,72=645,76

Расчет затрат на исследование

Определяем время затраченное на замер забойного давления при фонтанной эксплуатации

Т_общ=Т_пр+Т_иссл. =5,4∙6,8=36,72