Проведения гидродинамических исследований (ГДИ) по технологии кривой восстановления уровней (КВУ) | Статья в журнале «Молодой ученый»

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №11 (145) март 2017 г.

Дата публикации: 19.03.2017

Статья просмотрена: 302 раза

Библиографическое описание:

Загитова А. А. Проведения гидродинамических исследований (ГДИ) по технологии кривой восстановления уровней (КВУ) // Молодой ученый. — 2017. — №11. — С. 167-169. — URL https://moluch.ru/archive/145/40757/ (дата обращения: 12.12.2018).



При исследовании методом КВУ после снижения уровня свабом устье скважины остается открытым. В стволе скважины происходит подъем уровня жидкости. Сжатие жидкости в стволе скважины играет несущественную роль, изменение давления (т.н. кривая притока или КВУ) в скважине в основном определяется изменением гидростатического давления вследствие подъема уровня [4, с. 45].

Для регистрации данных, используют несколько способов измерения забойного давления.

Способ 1. Прекращают отбор жидкости из скважины. В ствол скважины опускают дистанционный или автономный манометр, устье скважины после свабирования оставляют открытым. Регистрируют кривую изменения давления во времени, т.н. кривую притока (КП).

Способ 2. При проведении ПГИ в свободное время ожидания между потокометрическими измерениями скважинный прибор устанавливают на одну и ту же глубину и регистрируют фрагменты изменения давления во времени. Затем эти фрагменты сшиваются при обработке в одну кривую изменения давления и обрабатываются.

Способ 3. При подготовке скважины для освоения свабом, при спуске колонны НКТ в специальном контейнере за НКТ спускают автономный манометр. Он регистрирует всю историю изменения давления в скважине при освоении свабом. После подъема НКТ извлекают манометр и получают КИД, которая содержит зависимость давления от времени для всех периодов и циклов свабирования [1, с. 24].

Длительность кривой изменения давления зависит от продуктивности скважины, плотности жидкости, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и наклона ствола скважины к вертикали. При регистрации КП дистанционным прибором достаточная длительность регистрации может быть оценена в процессе измерений. Для этого достигнутое время регистрации делят пополам и находят отношение приращения давления р2 к приращению давления р1 за первую половину времени. Если это отношение меньше 2/3, то такая КП может быть обработана с целью определения гидродинамических параметров пласта. При использовании автономных манометров такой возможности нет. Для предварительной оценки минимального времени регистрации КП можно воспользоваться формулой:

(1)

Где V—объем жидкости, который должен поступить в ствол скважины для установления статического уровня; Q0 — дебит в момент остановки скважины.

Объем V можно оценить как произведение S на H, где S- площадь сечения поднимающегося в стволе остановленной скважины потока, а H — разница между динамическим и статическим уровнями жидкости в стволе скважины [5].

За указанное время не произойдет полного восстановления давления в пласте и скважине, а ожидается примерно трехкратное уменьшение первоначального дебита. Поэтому целесообразно, по возможности, реальное время регистрации КП выбрать больше t0 [3, c. 26].

При регистрации КП автономным манометром определяют не менее 4–5 положений динамического уровня и глубины НВР в стволе скважины, равномерно распределив измерения на весь интервал исследований.

При регистрации КП дистанционной комплексной аппаратурой измерение давления в точке прерывается, определяется положение ДУ и НВР, затем прибор возвращается на прежнюю глубину измерения и продолжается запись изменения давления во времени. При обработке из фрагментов формируется одна кривая притока [3, с. 93].

Обработка данных.

Гидропроводность — это способность пласта-коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью) и выражается формулой:

(2)

где — гидропроводность пласта; k — проницаемость; h — толщина пласта; — вязкость жидкости, насыщающей поры пласта.

Есть методы обработки данных КВУ позволяющие определить гидропроводность пласта и оценить состояние призабойной зоны через скин-фактор. Среди методов линейной анаморфозы это операционный метод Баренблатта и обобщенный дифференциальный метод Мясникова. Для их корректного использования необходим учёт всей истории изменения дебита и забойного давления в скважине [2, с. 79].

Скин-фактор — это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению дебита по сравнению с совершенной скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение прискважинной зоны и прочие нелинейные эффекты. Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине:

(3)

где K — коэффициент продуктивности; Q — дебит; — изменение давления; S — скин-фактор.

Получаем выражение для скин-фактора:

(4)

где S—скин-фактор; K0 потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора); K— фактическая продуктивность реальной скважины; Rк — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами); rc — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Выводы.

По результатам обзора технологий освоения малодебитных скважин и гидродинамических исследований в процессе освоения скважин можно сделать следующие выводы:

− свабирование является самым распространенным способом освоения скважин;

− геофизические и гидродинамические исследования удачно вписываются в технологию освоения скважин свабом;

− при освоении скважин свабом ГДИ обычно реализуются по технологии КВУ, в результате этого определяют только коэффициент продуктивности и пластовое давление;

− гидродинамические поля — источник дополнительной информации, часто получаемой при освоении скважин попутно. Интерпретация и обработка данных ГДИ и геофизических исследований должна быть комплексной. ГДИ легко вписываются во все известные технологии освоения нефтяных скважин.

Литература:

  1. Рамазанов А. Ш. Исследование алгоритмов обработки кривых притока малодебитных скважин // НТВ Каротажник. – 2000. – с. 113.
  2. Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов: учебник. М.: Недра, 1974. – 200 с.
  3. Самохин О. Н., Зарипов Р. Р., Хакимов В. С. Эффективный способ гидродинамических исследований пластов с применением модуля гидродинамических исследований МГДИ-54. — Патент РФ № 2341653 от 09.03.2007 г.
  4. Вольпин С. Г., Мясников Ю. А. Исследование малодебитных скважин в России // Нефтяное обозрение. – Весна, 1999 г. – с. 92.
  5. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика: Институт компьютерных исследований, 2005. – 780 с.
Основные термины (генерируются автоматически): ствол скважины, изменение давления, скважина, регистрация КП, освоение скважин, автономный манометр, забойное давление, реальная скважина, статический уровень, коэффициент продуктивности.


Похожие статьи

Обоснование потребности в проведении промысловых...

Коэффициент продуктивности и причины, способствующие его снижению коэффициентом продуктивности добывающей скважины понимается отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту.

Особенности применения различных технологий бурения...

Рис. 1. Сравнение плановой и фактической траектории ствола скважины. ‒ Сокращение времени бурения секции за счет отсутствия таких технологических операций как ожидание сигнала забойной телеметрической системы для определения направления отклонителя и...

Особенности очистки горизонтальных стволов скважин

В ряде случаев бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола является единственно возможным способом разбуривания площадей.

Высок риск образования и схода лавины. Запустить лавину может СПО, изменение производительности насосов, расхаживание или...

Основные задачи геолого-технологических исследований скважин...

– Контроль гидродинамических давлений в скважине.

Результаты обработки гидродинамических исследований скважин месторождения с аномально высоким пластовым давлением Подрифовый Кокдумалак.

Обоснование возможности прогноза изменения коэффициента...

Вход / Регистрация.

Коэффициент продуктивности скважин является одним из широко используемых параметров в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда...

При оптимальном режиме работы газлифтных скважин забойное давление должно составлять 5.0–6.0 МПа. Снижение забойного давления связано с увеличением глубины установки рабочего клапана (отверстия) для ввода газа в лифт.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной...

При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

К методике интерпретации индикаторных линий скважин...

Здесь — дебит скважины; – депрессия на пласт; — коэффициент продуктивности скважины при пластовом давлении ; — коэффициенты, характеризующие изменение комплекса физических параметров флюида и коллектора в зависимости от снижения давления и...

О стационарном притоке газа к скважине с учетом статического...

В данной работе показано, что для стационарного притока углеводородов к скважине с учетом статического градиента давления, в отличие от существующей формулы для дебита, значение начальной депрессии зависит от радиуса контура питания нелинейным образом.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle

Похожие статьи

Обоснование потребности в проведении промысловых...

Коэффициент продуктивности и причины, способствующие его снижению коэффициентом продуктивности добывающей скважины понимается отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту.

Особенности применения различных технологий бурения...

Рис. 1. Сравнение плановой и фактической траектории ствола скважины. ‒ Сокращение времени бурения секции за счет отсутствия таких технологических операций как ожидание сигнала забойной телеметрической системы для определения направления отклонителя и...

Особенности очистки горизонтальных стволов скважин

В ряде случаев бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола является единственно возможным способом разбуривания площадей.

Высок риск образования и схода лавины. Запустить лавину может СПО, изменение производительности насосов, расхаживание или...

Основные задачи геолого-технологических исследований скважин...

– Контроль гидродинамических давлений в скважине.

Результаты обработки гидродинамических исследований скважин месторождения с аномально высоким пластовым давлением Подрифовый Кокдумалак.

Обоснование возможности прогноза изменения коэффициента...

Вход / Регистрация.

Коэффициент продуктивности скважин является одним из широко используемых параметров в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда...

При оптимальном режиме работы газлифтных скважин забойное давление должно составлять 5.0–6.0 МПа. Снижение забойного давления связано с увеличением глубины установки рабочего клапана (отверстия) для ввода газа в лифт.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной...

При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

К методике интерпретации индикаторных линий скважин...

Здесь — дебит скважины; – депрессия на пласт; — коэффициент продуктивности скважины при пластовом давлении ; — коэффициенты, характеризующие изменение комплекса физических параметров флюида и коллектора в зависимости от снижения давления и...

О стационарном притоке газа к скважине с учетом статического...

В данной работе показано, что для стационарного притока углеводородов к скважине с учетом статического градиента давления, в отличие от существующей формулы для дебита, значение начальной депрессии зависит от радиуса контура питания нелинейным образом.

Задать вопрос