Исследование скважин методом установившихся режимов работы

Институт повышения квалификации и переподготовки работников промышленных предприятий при Азербайджанской Государственной Нефтяной Академии

            Курсовая     работа

Тема: «Исследование скважин методом установившихся 

                                  режимов работы »

  Студентка:  Оруджева Нигяр Нусрат кызы

                              Преподаватель: Ахмедов Рауф

                                                            Баку  -  2012

                                                            Введение.

             Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа 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 наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

          В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

             Назначение и методы исследования скважин.

        Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов,  оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические,  дебитометрические,  термодинамические и геофизические.

Геофизические методы исследования.

      Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

      Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся:

       1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

       2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

        3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и над тепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

        4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

       5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

         Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.

Скважинные  дебитометрические исследования.

         Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

        Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

       Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

Гидродинамические методы исследования.

         Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

         Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления).

Исследование  скважин методом установившихся режимов работы.

          Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта призабойной зоны.

          Этот способ исследования скважин с некоторой вольностью называется также исследованием при противодавлении, или многоточечным. Способ основан на измерении дебита скважины при установившемся потоке на четырех режимах. Каждый режим устанавливается подбором штуцера соответствующего диаметра, при этом регистрируется динамическое забойное давление. Статическое давление определяется по кривой восстановления давления после остановки скважины. При стабилизации потока и забойного давления приступают к исследованию сразу же после смены штуцера. Отсюда и происходит название этого метода.

          В скважинах с относительно низкой температурой потока при добыче сухого газа исследование необходимо проводить с последовательным наращиванием дебитов, так как в этом случае продолжительность исследований сокращается по сравнению с проведением его в обратной последовательности. Если в дополнение к этому скважина малодебит-ная, давление на устье необходимо снизить на 5% на первом режиме и по крайней мере на 25% на четвертом. Рабочие точки будут, таким образом, достаточно разбросаны, что способствует построению более точной индикаторной кривой. Если же дебит скважины сравнительно высокий, то при испытаниях на последнем режиме допускается небольшое снижение давления на устье. Если же в продукции скважины содержится также вода или если температура потока относительно высокая, дебит на первом режиме должен быть наибольшим. В этом случае накопленная в стволе жидкость будет извлечена в

начале испытаний. Кроме того, необходимо отметить более быструю стабилизацию температур вокруг скважины. Хорошие  результаты получают в том случае, когда после пуска скважина на первом режиме эксплуатируется 2—4 ч. В  течение этого времени через  каждые 30 мин фиксируются дебит, давление и температура потока на устье до тех пор, пока эти параметры  не будут стабильными.

          На графике (см. рис. 3.1-1) показаны точки, полученные при исследовании скважины на каждом режиме. Точки, полученные при исследовании на нескольких режимах, по сравнению с обычно принятой схемой довольно хорошо располагаются на индикаторной линии.

          При исследовании этим методом скважина сначала пускается в работу через штуцер со сравнительно небольшим отверстием. При этом давление на устье и дебит скважины фиксируются через заранее установленное время, например 1; 2 и 3 ч. После этого скважина закрыается до тех пор, пока давление на устье примет первоначальное значение. Затем скважина пускается в работу при большем размере штуцера. Дебит и давление на устье определяют через те же интервалы времени.

        Такое исследование обычно ведется со сменой двух штуцеров большего размера. В процессе исследования необходимо избегать каких-либо воздействий, влияющих на режим потока. Необходимо также избегать при каждом режиме исследования возмущения потока предыдущими режимами. Пьезометрическая поверхность, наблюдаемая над горизонтальной плоскостью, проходящей через

забой скважины, довольно простая, и  ее конфигурация определяется просто условиями потока текущей фазы исследования.

         Было выявлено, что мгновенный радиус воздействия данной газовой скважины зависит от безразмерного времени Nt и не зависит от дебита.       Безразмерное время

         Если проводится несколько последовательных исследований при различных конечных дебитах, радиус влияния будет один и тот же для каждого этапа при условии, что каждое исследование начато в условиях статического равновесия пласта.

       Каждая точка, соответствующая данному этапу исследования (изохронические точки), располагаются на индикаторной кривой, которая может быть описана уравнением (3.1-2). Степень п уравнения постоянна для всех параметров Nt, а коэффициент С уменьшается по мере увеличения времени исследования.

       На рис. 3.1-2 показаны индикаторные кривые, полученные в процессе исследования. В билога-рифмических координатах индикаторные кривые образуют параллельные прямые, смещенные в направлении снижения дебита в зависимости от времени. Уравнение индикаторной кривой для стабилизированного потока может быть определено двумя путями.

1. При пуске скважины с установкой одного из штуцеров пока дебит се не стабилизуется. После подстановки полученных значений qT. ст и р3. д в уравнение (3.1-2) можно получить значение С.

       2. Уравнение индикаторной кривой стабилизированного потока определяется по кривой исследования при неустановившихся режимах. Последний расчет основан на том, что радиус влияния скважины гемонотонно увеличивается во времени до тех пор, пока он не достигнет значения, соответствующего установившемуся потоку.

         По длине окружности, соответствующей радиусу ге, пластовое давление будет равным рз. ст, а забойное давление р3. д остается неизменным. Увеличение ге соответственно ведет к снижению среднего градиента давления фильтрации в пласте, что, в свою очередь, снижает приток к забою и фильтрация к забою скважины стабилизируется. Коэффициент С, полученный по данным эксплуатации в течение времени t, следует умножить на коэффициент снижения С; коэффициент С для стабилизированной фильтрации в этом случае равен сСг . Коэффициент снижения можно рассчитать по данным кривой восстановления забойного давления в зависимости от времени, снятой после исследования скважины в течение t и последующей ее остановки, так как степень восстановления давления определяется по тем же параметрам, что и зависимость между коэффициентами С и С. По данным Харста и других,

где p3i — забойное давление в скважине после ее закрытия по истечении того же времени, как и  при предыдущем исследовании; р3. д  — динамическое забойное давление до остановки скважины; р3. ст — статическое  забойное давление.

Пример 3.1-2. Вывести уравнение  притока для стабилизированного потока, если уравнение притока при  неустановившемся режиме в течение 8 ч равно:

           Пластовое давление, определенное по кривой восстановления давления,    р3ст 17,33 МПа, забойное давление до остановки р3д=14,9 МПа; забойное давление, измеренное спустя 8 ч после остановки, рг—17,04 МПа.

 Из уравнения (3.1-8)

откуда

Уравнение (3 1-2) стабилизированного притока принимает вид:

Согласно методике Картера, вполне достаточно проведение кратковременных  испытаний со сменой двух различных  штуцеров, при этом дебит скважины должен быть постоянным в процессе исследования .

Исследование  скважин методом неустановившихся режимов работы.

        Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность , для более удаленных зон пласта и параметр пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

       Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

        Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, то есть в получении и обработке кривой изменения давления во времени. При этом значительно сокращаются затраты времени на исследование. 
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита и забойного давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы и последующем измерении изменения забойного давления в скважине. Забойное давление измеряют глубинным манометром. Исследования проводят в следующей последовательности.

1. В скважину спускают скважинный манометр, который регистрирует на бланке    изменение давления на забое во времени.

2.После непродолжительной выдержки манометра на забое работающей скважины ее закрывают. 
3. Через 2-3 часа пребывания манометра на забое его поднимают на                        поверхность и извлекают бланк записи изменения забойного давления во времени.

         Во время исследований при установившемся режиме поток продукции через данный штуцер может не стабилизироваться. Это происходит, например, из-за того, что давление на устье скважины изменяется медленно и за данное время исследователю может казаться, что оно полностью восстановилось, в то же самое время давление может значительно возрасти. В этом случае кривая не будет отражать действительного положения, так как показатель степени и уравнение притока были приняты неверно.

        Расчетным путем можно определить положение рабочих точек. При внесении корректировки исходят из того, что в некоторых случаях исследование скважины следует проводить без промежуточных остановок. Если, например, в продукции скважины содержится некоторое количество жидкости, последняя при остановке скважины накапливается на забое и при низких дебитах не извлекается на поверхность при последующем пуске скважины. Динамическое забойное давление в этом случае можно измерить скважинными манометрами, что иногда бывает чрезвычайно трудно. Поэтому ниже описывается методика Кларка о преобразовании уравнений притока при станционарном режиме в уравнения при неустановившихся режимах.

         Первая точка с координатами (р|Ст —р1м )> Яг. полученная в процессе исследований при установившемся режиме, принимается за первую точку кривой неустановившегося режима. Другие точки при установившемся режиме необходимо преобразовать в точки, действительные в моменты U. При преобразовании на коэффициент коррекции Kt делят значения [Apt/ = (рЗСт —Рзд.)], соответствующие дебитам, определенным при установившемся режиме. Индекс i характеризует порядковые числа последовательных фаз исследования при установившемся потоке, каждое из которых относится к штуцеру различного размера. Коэффициент коррекции

где N3. р — безразмерное значение забойного давления в различные  моменты безразмерного времени Nt. Если jVf>100, то N3, р можно определить по уравнению

Значение Nt находят по уравнению (3.1-7)

           Для нашего случая параметр / в уравнении (3.1-7) —это время от начала исследования при установившемся потоке.

          Пример 3.1-3 (по Михали Мегайэри). В табл. 3.1-1 приведены данные, полученные при измерениях в скв. Алгайо-11 (Венгрия), при установившемся потоке, прерванном до окончательной стабилизации.

           В течение всего периода исследования остаются постоянными с достаточно хорошим приближением следующие параметры: ^г= 1,432• 10—14 м2; (хг= 1,895-10~5; Ф=0,223; сг=4,6Ы0-4—1—; гСКв=0,084 м. Найдем уравнение притока при неустановившемся режиме для t=7 ч. Уравнение прямой, составленной для точек (будет, А д), по данным исследования

Из уравнения (3.1-7)

Из этого уравнения  находим Nt для различных значений t и затем определяем соответствующие  значения N3 Р из уравнения (3.1-10) и Kt из уравнения (3 1-9).

Делим значения р|д на соответствующие  коэффициенты коррекции. Результаты сведены  в табл. 3.1-2. Уравнение прямой, соответствующее  полученным таким образом точкам, равно

         Построенные на основе упомянутых данных исследования для установившегося потока индикаторные кривые при неустановившемся режиме в билоарифмической системе координат приведены на рис. 3.1-3.

          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  
           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 барабана лебедки была перпендикулярна к проволоке, идущей от 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 5-7 м до устья его поднимают вручную. Убедившись, что прибор находится в лубрикаторе и 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. 
       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. 
В зависимости от назначения скважинные приборы для измерения расходов жидкости подразделяются на расходомеры, предназначенные для измерения расходов воды, нагнетаемой в скважину и дебитомеры, служащие для измерения дебитов нефти и газа. Конструктивное отличие этих групп приборов - диаметр корпуса снаряда. Расходомеры имеют диаметр корпуса больше, чем дебитомеры, так как спускаются в нагнетательные скважины, расход жидкости через которые выше, чем добывающих. Диаметр корпуса скважинных дебитомеров не превышает 40-42 мм. 
 
 
 
 
Рис. 6.7. Исследовательская лаборатория АПЭЛ.  
 
1 - скважинные приборы; 2 - стенд вторичных приборов; 3 - лебедка; 4- смоточное устройство; 5 - ролик; 6 - лубрикатор  
 
       Скважинные приборы расходомеры и дебитомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные, когда измерения расхода вторичными приборами регистрируются на поверхности. Преимущественное значение для исследования скважин получили приборы с дистанционной регистрацией. Среди приборов этого типа получили распространение расходомеры РГД-3, РГД-5, РГД-2М, ВРГД-1, скважинный комплексный прибор "Поток-4" и другие, а для измерения расхода закачиваемой в скважины горячей воды - расходомер "Терек-3". 
 
 
 
 
Рис. 6.8. Схема глубинного геликсного манометра типа МГН - 2.  
 
1 - часовой привод; 2 - гайка; 3 - направляющая; 4 - ходовой винт; 5 - каретка; 6 - пишущее перо; 7 - ось; 8 - манометрическая трубчатая пружина (геликс); 9 - корпус; 10 - разделительный сильон 
 
        Для измерения давления применяют скважинные манометры, которые выпускаются с местной регистрацией и дистанционные. Среди приборов с местной регистрацией наибольшее распространение получили геликсные скважинные манометры типов МГН-2, МПМ-4, МГИ-1М, МГИ-2М. 
Приборы с местной регистрацией спускают в скважину на проволоке, а дистанционные приборы - на одножильном или трехжильном кабеле