Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин. 2003 год

Подождите немного. Документ загружается.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

291

Продолжительность исследований (часы) для

определения расстояния от скважины до

разлома

962415941

1000

19048311782

500

960240154873910

100

19004803101707719

96002400154087038597

1000500400300200100

k, мД

Расстояние от скважины до разлома, м

Продолжительность исследований для

определения расстояния от скважины до

разлома

• Вусловиях наличия разломов во многих случаях ГДИС является

единственным методом, который позволяет доказать их наличие,

определить местоположение и проводимость. Для различной

проницаемости пластов и различного расстояния от скважины до разлома

потребуется соответствующее время исследований. Расстояние до разлома

определяется по следующей формуле, в которой используется время

пересечения двух прямолинейных участков на полулогарифмическом

графике tx.

• Для корректного анализа второй прямой линии на полулогарифмическом

графике мы должны получить один логарифмический цикл, следовательно

увеличить приведенное время исследований в 10 раз. Таким образом, если

для проницаемости 1 мкм

и расстояния от скважины до разлома 100 м

потребуется 10 часов исследований, то для проницаемости 0.01 мкм

расстояния 1000 м потребуется более года исследований.

φµ

0143.0=

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

292

Оценк а поведения давления

• Используем принцип суперпозиции

• Используем ПК

Srtp

DDDiwf

+−= ,41.18

Оценк а поведения давления

• Оптимальный случай проектирования ГДИС, когда происходит

математическое моделирование исследования с учетом геолого-

физической информации. Как только вариант испытания был предложен,

сами данные давления и их интерпретация могут быть смоделированы для

того, чтобы показать, что предложенное испытание выполняет

поставленные задачи. Сложные пространственные конфигурации

траектории фильтрации схематизируются одномерными

фильтрационными потоками (период влияния сжимаемости жидкости в

стволе скважины, линейный, билинейный, плоскорадиальный, радиально-

сферический), и их комбинациями, что позволяет обеспечить

приближенное математическое моделирование. Задавая возможные

свойства пласта, оценивается возможное поведение давления с

использованием программных комплексов. Путем прогнозирования

вероятной формы зависимостей изменения давления и производной в

двойном логарифмическом масштабе инженер может продемонстрировать

реальность обнаружения и описания предполагаемых особенностей

пласта.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

293

Типовые кривые

для модели с одиночным нарушением

100

1,000

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 100000 1000000

время, часы

давление, ат

100 m 200 m 300 m 400 m 500 m 1000 m

Типовые кривые

для модели с одиночным нарушением

• Для условий Крапивинского месторождения с помощью

программного комплекса PanSystem выполнено математическое

моделирование исследований. Для заданных исходных параметров

программа определила поведение давление. Представлено

поведение давление в модели пласта с одиночным линейным

нарушением с помощью графика в двойном логарифмическом

масштабе. Расчеты выполнены для различного расстояния от

скважины до разлома.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

294

14.6 Манометры

• Точность – способность корректно измерять давление,

оценивается отношением суммарной погрешности измерений

к истинному значению измеряемой величины.

• Чувствительность – характеризует способность прибора

реагировать на изменение давления

• Диапазон измерений – верхний и нижний пределы

измерений

• Типы –

Трубка Бурдона

Пружинно-поршневые

Диафрагма (емкостное сопротивление)

Тензометрические

Пьезокварцевые

14.6 Манометры

К числу важнейших метрологических характеристик глубинных

манометров относятся следующие:

• Точность – способность корректно измерять давление, оценивается

отношением суммарной погрешности измерений к истинному значению

измеряемой величины.

• Чувствительность – характеризует способность прибора реагировать на

изменение давления, способность и возможность измерения прибором

небольших приращений давления.

• Диапазон измерений – верхний и нижний пределы измерений.

Чувствительные элементы – датчики давления подразделяются на

следующие виды:

• Трубка Бурдона – с многовитковой трубчатой пружиной

• Пружинно-поршневые

• Диафрагменные – с мембраной, при деформации которой изменяется

емкостное сопротивление датчика

• Тензометрические – с тензорезисторами, показания которых изменяются

под влиянием деформаций при изменении давления

• Пьезокварцевые – с пъезокварцевой пластиной, с меняющейся частотой

колебаний в зависимости от давления.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

295

Автономные

манометры

Дешевые

Данные не доступны при испытании

Нет контроля теста в реальном времени

Нельзя определить отказ

Полуавтономные

Немного дороже

Периодический доступ к данным при

исследовании

Некоторый контроль за тестом в реальном

времени

Требуется использование СПО на гибком

тросе

Дистанционные

датчики

Дорогие

Контроль за тестом в реальном времени

Отказ очевиден

Спускаются в скважину на тросе

14.6 Манометры

• Глубинные манометры, применяемые в процессе ГДИС, по

способу получения измерительной информации бывают

автономные, полуавтономные и дистанционные. Автономные

приборы позволяют получить результаты измерений только после

подъема их из скважины. При использовании полуавтономных

датчиков возможен периодический доступ к результатам замеров

в процессе исследований. Дистанционные приборы передают

показания на поверхность по электрическому кабелю. При этом

возможен контроль за процессом исследования и оперативное

вмешательство в необходимых случаях. При переходе от

автономных датчиков к дистанционным их стоимость

значительно увеличивается.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

296

Манометры http://www.siam.tomsknet.ru

Название Тип Диапазон Чувствительность

атм % (atm)

Автономный

Amerada RPG-3 B 1700 0.05 (0.85)

Kuster KPG B 1700 0.05 (0.85)

Leutert P 680 0.005 (0.034)

МГН-1 P 300 0.012 (0.035)

МГН-2 P 1000 0.015 (0.15)

САМТ-01 P 1000 0.002 (0.02)

Автономный или дистанционный

Amerada EPG D 680 0.002 (0.014)

Halliburton HAMR Q 1088 0.003 (0.03)

Hewlett-Packard 2811B Q 816 0.00009 (0.0007)

14.6 Манометры

• В настоящее время в нефтяной промышленности используются

манометры с широким диапазоном параметров. Диапазон

измерения давления находится в пределах 680 – 1700 атм.

Точность измерения от 0.025 до 0.2 % от диапазона измерений.

Чувствительность изменяется от 0.00009 до 0.05 % от диапазона

измерений, что составляет от 0.0007 до 0.85 атм. Внешний

диаметр манометров варьирует от 1.9 до 3.8 см, длина от 0.33 до

3.6 м. Время работы на забое от 72 до 672 часов (3 – 28 сут) ине

ограничено при снятии результатов на поверхности через кабель.

Максимальная температура от 148 до 370

С.

• Основную информацию по забойным датчикам давления

возможно найти на сайте крупнейшего в России разработчика и

производителя диагностических программных и аппаратных

средств для нефтяной отрасли “Томское научно -

производственное и внедренческое общество "СИАМ“:

• http://www.siam.tomsknet.ru

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

297

14.7 Дополнительные данные

• Наряду с данными забойного давления в процессе исследований,

необходимы дополнительные данные :

• Конструкция скважины: размер обсадной колонны и НКТ,

расположение пакера

• Вск рытие пласта: открытый ствол, обсаженный, перфорация,

частичное вскрытие, тип раствора при вскрытии

• Данные по обработке скважины (кислотная обработка, ГРП)

• Система разработки в районе скважины

• Показатели эксплуатации соседних скважин

• Наличие вблизи газовой шапки или законтурной области

• Дебит исследуемой скважины

• Физико-химические свойства флюида (вязкость нефти и воды,

объемный коэффициент нефти и воды, сжимаемость нефти и

воды)

• Свойства горной породы (пористость, сжимаемость, значения

относительных фазовых проницаемостей)

14.7 Дополнительные данные

• Для полноценной интерпретации результатов ГДИС наряду с данными

забойного давления в процессе исследований, необходимы

дополнительные данные. Параметры конструкции скважины (размер

обсадной колонны и НКТ, расположение пакера) необходимы для

расчета коэффициента ствола скважины. Параметры вскрытия пласта

(открытый ствол, обсаженный, перфорация, тип раствора при вскрытии,

кислотная обработка, ГРП) позволяют предположить величину скин

фактора на скважине. Информация по системе разработки в районе

скважины и показатели эксплуатации соседних скважин, наличие вблизи

газовой шапки или законтурной области позволит учесть их влияние на

перераспределение давления в исследуемой скважине. Дебит

исследуемой скважины является ключевым параметром, который во

многом определяет результаты интерпретации ГДИС. Физико-

химические свойства флюида (вязкостьнефтииводы, объемный

коэффициент нефти и воды, сжимаемость нефти и воды) присутствуют

практически во всех используемых формулах. Свойства горной породы

(пористость, сжимаемость, значения относительных фазовых

проницаемостей) определяют скорость распространения давления в

породе, следовательно являются определяющими параметрами для

расчета.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

298

14.7 Дополнительные данные

• Тип коллектора (песчаник, доломит и т.д.)

• Можно выделить несколько пластов или нет?

• Скважина горизонтальная, наклонная,

вертикальная

• Как долго скважина эксплуатируется

• Какая доминирующая фаза (нефть, газ, вода)

• Сколько фаз в пласте и стволе скважины

• Давление насыщения

14.7 Дополнительные данные

• Для того чтобы упростить процедуру принятия решения в вопросе

проектирования ГДИС необходимо ответить на ряд вопросов. Прежде

всего необходимо получить информацию о типе коллектора, так как

исследование песчаника будет отличаться от исследования трещиноватой

карбонатной породы. Необходимо иметь информацию о неоднородности

исследуемого объекта по разрезу, так как наличие нескольких пластов с

различными фильтрационными характеристиками изменит процедуру

исследований и получаемые данные. В зависимости от вида скважины

(горизонтальная, наклонная, вертикальная) меняется модель

проектирования и интерпретации ГДИС. Точное воспроизведение

истории эксплуатации скважины позволяет уточнить результаты

интерпретации. Определение доминирующей фазы (нефть, газ, вода),

давление насыщения позволит предусмотреть возможные процессы в

стволе скважины при запуске и остановке.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

299

14.8 Минимизация проблем

при исследовании и интерпретации

• Влияниестволаскважины– диагностический график

• Постоянный дебит жидкости

• Очищение ПЗС при работе на режиме

• Влияние расстояния от датчика давления до пласта

• Забойный датчик давления

• Продолжительность участков перераспределения

давления

• Соответствие дебита, давления и времени

• Используемый метод сглаживания производной

• Получаемое начальное пластовое давление

• Логичность результатов в соответствии с

выделенными режимами перераспределения давления

14.8 Минимизация проблем при исследовании и

интерпретации

• Во многих случаях период влияния сжимаемости жидкости в стволе скважины

может привести к неправильной интерпретации исследований. Поэтому, для

правильного выделения режимов фильтрации необходимо использовать

диагностический график в двойном логарифмическом масштабе с

отображением производной поведения давления. Для минимизации времени

влияния ствола скважины рекомендуется устанавливать пакер и закрывать

скважину на забое. Для проведения качественных исследований и получения

надежных результатов при их интерпретации необходимо обеспечить

постоянный дебит жидкости, что во многих случаях является проблематичной

задачей. На фонтанных скважинах возможно осуществить регулирование

дебита с помощью штуцера. В процессе работы на режиме ПЗС может

очищаться, что приводит к снижению положительного значения скин фактора.

Датчик должен быть спущен как можно глубже в скважину для минимизации

влияния погрешности расчета давления от датчика до пласта. Для того, чтобы

быть уверенным в результатах интерпретации необходимо проверить

параметры работы забойного датчика давления в процессе замера.

Продолжительность участков перераспределения давления должно

соответствовать расчетным величинам для данного вида исследований и

условиям проведения исследования. Необходимо обеспечить соответствие

дебита, забойного давления и времени. В условиях использования различных

методов сглаживания производной необходимо убедиться, что используется

наиболее приемлемый. Получаемое начальное пластовое давление должно

соответствовать условию материального баланса. Результаты интерпретации

должны соответствовать логике и не противоречить физически наблюдаемым

явлениям.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

300

Упраж нение

• Скважина вскрыла нефтяной терригенный пласт на глубине 3300 м

толщиной 20 м. Поставлена задача определить проницаемость и

скин эффект для расчета технологических показателей разработки.

• Необходимо выполнить проектирование ГДИС.

• Результаты исследования кернового материала и интерпретация

ГДИС показывает, что проницаемость изменяется от 10 до 50 мД.

• Внутренний диаметр обсадной колонны –132 мм

• Внутренний диаметр НКТ –62 мм

• Внешний диаметр НКТ –73 мм

• Объемный коэффициент нефти –1.2

• Вязк ость нефти –1.5 сП

• Пористость –0.17

• Сжимаемость системы –1.1*10

-4

атм

-1

(7.5*10

-6

psi

-1

)

• Вероятный диапазон коэффициента ствола скважины (С):

• Фонтанная –0.01 –0.1 м

/атм

• Механизированная –0.1 –1 м

/атм

Результаты расчета

• Скаким дебитом необходимо запустить скважину в работу

• Продолжительность исследования

• Требуемая чувствительность забойного датчика давления

•Q=50 м3/ сут k = 10 мД C = 0.152 м3/ атм MTR – 25 часов

• m = 9.5 атм /лог. цикл

•Q=50 м3/ сут k = 50 мД C = 0. 1 5 2 м3/ атм MTR – 5 часов

•m = 1.9атм / лог. цикл

• Если замерять давления каждый час, то чувствительность

манометра должна быть ( 0.016 - 0.017 атм)