ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ Измерение

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Измерение дебита жидкости. Для измерения дебита нефти и воды при герметизированной системе сбора применяют автоматизированные групповые замерные установки: «Спутник А» , «Спутник В» , «Спутник 40» и др. «Спутник А» работает по заданной программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время, зависящее от режима работы скважины и устанавливаемое в соответствии с требованиями геологической службы при помощи реле времени, находящегося в блоке местной автоматики. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин, в который поступает продукция всех скважин. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин в гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит в общий сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит измеряется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике. Погрешность замера дебита жидкости «Спутником А» ± 2, 5%. На необустроенных разведочных площадях дебит скважин измеряют с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. В этих случаях требуется проводить калибровку мерной емкости, а замеры дебита осуществлять при том же буферном давлении, что и во время нормальной эксплуатации скважины.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Методы установившихся отборов Эти методы основаны на изучении зависимости дебита скважины от забойного давлении и заключаются в фиксации последовательных изменений отборов жидкости из пласта (при изменении режима работы скважины) и замерах дебита и забойного давлении (после того, как в скважине устанавливается постоянный приток при каждом режиме). В результате исследований получают величину понижения давления р = рпл—рзаб , (здесь р —депрессия; рпл — пластовое давление; рзаб— забойное давление) или соответственно уровней Н = Нст — Ндин (здесь Н — разница уров ней; Нст —статический уровень; Ндин —динамический уровень) при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов Q нефти, газа, воды. Результаты полученных значений дебита скважины Q и р наносят на график—индикаторную диаграмму, где на оси ординат откладывают р, на оси абсцисс — дебит Q (рис. 6. 2). Получаемая при этом кривая называется индикаторной.

В процессе исследований необходимо следить за тем, чтобы скважина проработала не менее чем на трех режимах. Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10— 20 %. Через каждые 24 ч замеряют дебит и забойное давление в течение 2— 3 дней. При практическом отсутствии разницы в замерах режим считают установившимся.

Изменение режима достигают следующим образом: а) в фонтанных скважинах — изменением штуцера; б) в компрессорных (газлифтных) — изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлении на устье. в) в глубиннонасосных — изменением длины хода штока, числа качаний или диаметра насоса; г) с электропогружными насосами — созданием противодавлении на устье; д) в нагнетательных — изменением расхода воды Индикаторные кривые описываются уравнением Q = K(Pпл— Рзаб)n, где Q – дебит жидкости, n — показатель степени; K — коэффициент продуктивности. Коэффициент продуктивности определяют по начальному прямолинейному участку индикаторной кривой: K=Q/ p. В зависимости от величины n (см. рис. 6. 2) получают различные по форме индикаторные кривые (прямолинейные, выпуклые и вогнутые к оси дебитов).

Методы неустановившихся отборов Метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы скважины. При нарушении режима работы скважин ее исследуют методом прослеживания скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и методом прослеживания скорости восстановления забойного давления в фонтанной скважине после ее остановки. При этом получают данные о восстановлении давления р и времени t его восстановления. Результаты этих исследований обобщают в виде графика (рис. 6. 3). Построенный таким образом график восстановления давления будет иметь прямолинейным участок. По кривым восстановления давления рассчитывают проницаемость, гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопроводность.

Метод гидропрослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления или статического уровня в простаивающих (реагирующих) скважинах, происходящим при изменении отбора жидкости из соседних (возмущающих) скважин, пробуренных на один и тот же пласт. Скорость реагирования скважины в процессе прослушивания пласта зависит от литолого физических свойств пласта и физико химических характеристик жидкости. Метод гидропрослушивания позволяет решить следующие геолого промысловые задачи: 1) определить фильтрационные характеристики залежи в удаленных ее участках, на середине расстояния между возмущающими и реагирующими скважинами; 2) установить гидродинамическую связь между нефтяной к законтурной частями залежи; 3) установить гидродинамическую связь между отдельными частями залежи (между отдельными скважинами); 4) установить гидродинамическую связь между отдельными пропластками мощного продуктивного пласта или отдельными пластами мощного продуктивного горизонта.

Кроме того, метод самопрослушивания (снятие кривых восстановления давления в остановленных скважинах за длительное время) позволяет определить: 1) параметры пласта в удаленных его участках; 2) границы выклинивания пласта (его замещения); 3) границы залежи (ВНК); 4) границы фронта закачиваемой воды при законтурном, приконтурном или внутриконтурном заводнении.

ГЕОЛОГО ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ МНОГОПЛАСТОВЫЕ ОБЪЕКТ Если скважина эксплуатирует объект, состоящий из одного пласта, то вся информация, получаемая в целом но скважине (дебит, обводненность, газовый фактор, давление и др. ) относится именно к этому пласту и характеризует только его работу. Следовательно, эта информация может оказаться достаточной дли осуществления контроля за работой однопластового объекта. Положение существенно меняется, если в объект разработки объединены несколько в той или иной степени изолированных друг от друга пластов и прослоев. Как правило, в этих условиях из за различия коллекторских свойств самостоятельных пластов и прослоев, разрабатываемых общим фильтром, воздействие на каждый из них через нагнетательные скважины бывает различным. В наиболее проницаемые пласты будет поступать основная часть закачиваемой воды и соответственно в них поднимается пластовое давление. В часть малопроницаемых прослоен вода вообще не поступит и динамическое давление в них снизится до уровня забойного. В результате этого в добывающих скважинах разные пласты и прослои будут работать по разному, причем часть из них вообще не будет отдавать нефть.

Отсюда следует, что по информации, получаемой из скважины о работе объекта в целом, невозможно судить о работе каждого пласта в отдельности, если они эксплуатируются общим фильтром. В настоящее время для определения работы пластов многопластового объекта разработан целый ряд приборов и методов исследования. Причем для получения надежных результатов часто комплексируют замеры разными приборами. В добывающих скважинах обычно применяют методы механической и термокондуктивной дебитометрии, термометрии, плотнометрии, влагометрии, резистивиметрии. В нагнетательных скважинах используют механическую и термокондуктивную расходометрию, термометрию, закачку меченых веществ. Кроме этих прямых методов судить о работе пластов многопластового эксплуатационного объекта позволяют данные фотоколориметрии нефти, гидродинамических исследовании по взаимодействию скважин, геологопромыслового анализа, детальной корреляции разрезов скважин и т. п.