Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Пример обработки и интерпретации данных по КПД-КВД ⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 7 В качестве примера приведем фрагмент обработки и интерпретации данных ГДИС глубинно-насосной вертикальной скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Скважина исследовалась с целью оценки параметров пласта и добывных возможностей скважины. цией «эмпирического правила 1,5 цикла», которое предполагает, что плоскорадиальный фильтрационный поток начинается спустя 1,5 логарифмических цикла после окончания периода влияния ствола скважины и последующие точки графика относятся к прямой в полулогарифмических координатах. На графике по методу Хорнера (см. рис. 3.4) начиная с указанного момента времени 0,266, достаточно четко выделяется прямолинейный участок с уклоном Полученное значение скин-фактора оценивает состояние призабойной зоны пласта как несколько ухудшенное по сравнению с удаленной зоной пласта, а сам пласт оценивается как достаточно низкопроницаемый. На диагностическом графике начиная с 30 ч наблюдается резкое падение кривой производной давления в течение примерно 10 ч, а затем - резкий рост производной давления после 40 ч. Если не считать, что это проявление «шумов», вызванных погрешностями измерений и вычислений производных давления, то можно предположительно объяснить это влиянием непроницаемой (слабопроницаемой) границы-барьера и последующим влиянием другого пласта (или зоны повышенного давления). Этот пример демонстрирует необходимость использования более точных глубинных манометров для более уверенной обработки и интерпретации данных ГДИС. ГЛАВА 4 Особенности исследований газовых скважин Особенности гидродинамических исследований газовых скважин по сравнению с нефтяными обусловлены прежде всего различиями в физических свойствах газа и нефти и неодинаковыми условиями эксплуатации. Так: - плотность газа (зависит от давления, температуры и состава газа) на 2-3 порядка меньше плотности нефти; - вязкость газа на 2-3 порядка ниже вязкости нефти; - дебиты газовых скважин (в среднем сотни тысяч - до миллиона и более кубических метров в сутки) на 2-3 порядка выше объемных дебитов нефтяных скважин; - скорости фильтрации газа в пласте и стволе скважины выше соответствующих скоростей нефти; - устьевые давления в газовых скважинах достаточно высокие (они меньше отличаются от забойных) и гораздо выше устьевых давлений в нефтяных скважинах (которые гораздо меньше забойных давлений на величину, обусловленную столбом нефти в стволе скважины); - резкое изменение термобарических условий в процессе ГДИС газовых скважин, возможность гидратообразования и разрушения пласта в призабойной зоне, часто наличие в составе газа кислых - коррозийно-активных компонентов (F^S, CC>2 и др.), опасные и вредные свойства газа (взрыво- и пожароопасность, вредное воздействие на организм человека и окружающую среду) предъявляют повышенные требования к ГДИС, технике, глубинным приборам и оборудованию, технологии проведения ГДИС (например, условия Астраханского, Оренбургского и некоторых других месторождений). ГДИС газовых скважин проводятся в более строгих, более жестких и сложных, лимитированных условиях. Так, например, для спуска глубинного дистанционного манометра в газовую скважину с высоким устьевым давлением может потребоваться особой конструкции лубрикатор (длинной от нескольких до 10-20 м и более) с особым сложным сальниковым устройством. Для спуска приборов и проведения продолжительных по времени ГДИС может потребоваться прокат дорогостоящих вышек, специальных кранов с длинной стрелой и т.д. В этом свете интересны сведения о 5-летнем опыте (1987-1992 гг.) проведения ГДИС с использованием современных глубинных дистанционных электронных манометров в трудных условиях сверхглубоких скважин (с глубиной около 6000 м) на месторождении Villafortuna-Trecate на Севере Италии [93]. Так, два продуктивных пласта, сложенные доломитами толщиной от 15 до 30 м, пористостью 3-5%, проницаемостью (85-600)-10"3 мкм2 находятся при пластовой температуре около 595 К и статическом забойном давлении порядка 100 МПа. В составе пластовых флюидов содержатся агрессивные компоненты - COi (с парциальным давлением от 0,2 до 0,3 МПа) и H2S (с парциальным давлением от 0,0002 до 0,03 МПа). При эксплуатации скважин наблюдаются асфальтеновые отложения, поэтому необходимо проводить стимулирующие обработки матриц породы-коллектора. Скважины оборудованы трубами и арматурой в антикоррозионном исполнении. ГДИС здесь проводятся с целью: оценки эффективности обработок ствола скважины от асфальтеновых отложений, ГТМ по обработке пласта-коллектора, а также получения сведений о строении пласта, его параметрах и т.д. Проведение ГДИС с помощью глубинных манометров в столь сложных условиях пологает достаточно большие затраты, поэтому и предъявляются повышенные требования к надежности и продолжительности (до нескольких дней) работы глубинных манометров и получаемых данных ГДИС. Вопрос надежности решался одновременным применением и спуском нескольких манометров (чаще спаренных). Поэтому представилось возможным сравнить и оценить надежность и работоспособность различных манометров в столь сложных и жестких условиях по результатам более чем 60 операций по исследованию скважин. При ГДИС использовались манометры четырех сервисных фирм, в том числе трех фирм-изготовителей (в публикации [93] они не названы). Использовались современные электронные глубинные манометры на базе струнных, емкостных и пьезокварцевых датчиков давления с регистрацией как на поверхности, так и в электронной памяти прибора, порознь и вместе. В частности, решался вопрос, что экономически выгоднее, - спускать в скважину один манометр или одновременно два? Приводится пример стоимости работ ГДИС [93]: до 10000 долларов США в день на манометр (оборудование, лебедка, оплата персонала) и около 30000 долларов США в день - затраты на буровую установку сверхглубокого бурения, аварийное оборудование, инструменты и др. Анализ отказов манометров различных типов и технико-экономический анализ 60 операций ГДИС позволил констатировать [93]: - около 40% работ сопровождалось отказами манометров; - на рынке оборудования нет надежных глубинных манометров для длительных ГДИС при высоких пластовых температурах (выше 595 К), высоких давлениях (более 100 МПа) и в агрессивной среде; - неосведомленность в требованиях к качеству получаемой информации при ГДИС характеризует разрыв между публикуемыми инструкциями и документацией манометров и возможностями их использования; - вопросы ГДИС при высоких давлениях и температуре должны базироваться на умелом использовании их надежности и технико-экономической оптимизации процесса ГДИС на основе эффективной стоимости. Различным аспектам многоплановой проблемы ГДИС в газовых скважинах посвящена обширная отечественная и зарубежная научно-техническая литература [1, 3, 5-7, 9, 17-21, 24, 26, 32, 41^3, 45, 46, 48-50, 70, 71, 73, 77, 80,84,86,93.102,108,115,124, 126, 129, 140, 146, 173, 187, 197, 199, 204, 209, 215, 249, 268, 272]. Современные достижения и опыт в области ГДИС газовых скважин нашли свое отражение в монографиях, опубликованных в последние годы [1, 20, 41-43. 45, 48, 71]. Наибольшее распространение на отечественных газовых промыслах получили ГДИС газовых скважин на стационарных режимах, связанные с построением и обработкой индикаторных диаграмм по данным устьевых замеров давлений. Это достаточно полно отражено в опубликованных работах. Меньше распространены ГДИС газовых скважин на неустановившихся режимах, что в первую очередь объясняется отсутствием на промыслах современных высокоточных дистанционных манометров и комплексов, другого соответствующего оборудования. Наблюдается отставание практического применения этих методов от достижений в области теоретических основ ГДИС газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации, к числу которых относятся: - кривые восстановления-стабилизации (падения) давления после остановок и пусков скважин; - кривые гидропрослушивания в реагирующих скважинах при исследовании газовых скважин на интерференцию; - данные изменений давлений и дебитов при эксплуатации скважин. Особенностью КВД в некоторых газовых скважинах является очень быстрое восстановление давления (до 10-15 мин). Наблюдаются скважины с очень быстрым темпом восстановления давления в начальные 20-30 мин с последующим медленным восстановлением в течение суток и более. Иногда КВД-КПД в газовых скважинах снимаются по данным устьевых замеров с последующим пересчетом на забойные условия и их обработкой традиционными методами (без учета притока для РФЦ метод Хорнера и др.), что снижает возможности этих методов. Часто при ГДИС газовых скважин наблюдается КВД сложного немонотонного характера, нарушение линейного закона Дарси. Для анализа и интерпретации КВД-КПД в газовых скважинах представляется полезным оценить возможность применения методов обработки и интерпретации данных с помощью логарифмических производных давления (Р'), диагностических билогарифмических графиков изменения давления (АР и ДР'), а также соответствующих характеристических графиков и процедуры оценки проявления простейших фильтрационных потоков (ВСС, РФП, ЛФП и др.) и параметров пласта, разобранных выше в главах 1.8, 1.9 и 3.1. Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации (1) (см. «Номенклатуру основных символов..») не может быть прямо применено для изучения процесса неустановившейся фильтрации реального газа в пористой среде, т.к. плотность и вязкость реального газа существенно зависят от давления. Это обстоятельство не удовлетворяет тем условиям и допущениям, при которых выведено уравнение (1). Приближенное полуаналитическое решение проблемы изучения КПД-КВД газовых скважин заключается в следующем. Неустановившаяся изотермическая фильтрация реального газа по закону Дарси в неупругодеформируемом пласте (пренебрегая сжимаемостью пласта по сравнению с сжимаемостью газа, т.е. полагая k=const и m=const) Аналитические методы решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики для нелинейного уравнения (4.1) неустановившейся фильтрации газа вызывают значительные трудности. Поэтому при изучении неустановившейся фильтрации газа применяются приближенные методы линеаризации нелинейных уравнений, приближенные методы решения (метод последовательной смены стационарных состояний, интегральных соотношений, усреднения и др.), а также численные методы. В теории ГДИС газовых скважин широко используется приближенный метод линеаризации уравнений неустановившейся фильтрации газа. Различным способам линеаризации и их анализу в приложении ГДИС газовых скважин посвящены работы отечественных и зарубежных исследователей - Л.С. Лейбензона, Б.Б. Лапука, И.А. Чарного, Г.И. Баренблат-та, Е.М. Минского, А.Л. Хейна, Ю.П. Коротаева, Э.Б. Чекалю-ка, В.Н. Николаевского, К.С. Баснева, Г.П. Цибульского, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, С.М. Тверковкина, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, Д.Д. Соколова и других, а также Agarwal, A1-Hussainy, Ramey, Crawford, Muskat, Aziz и других.
При этих условиях справедливо линейное уравнение (4.3) и для обработки данных ГДИС газовых скважин. При условиях I фазы могут быть использованы ОРФ, полученные для соответствующих задач упругой жидкости, т.е. возможно получить приближенные аналитические выражения изменения давления во времени, в частности, ОРФ для случаев КПД-КВД в реальных газовых скважинах. В общем случае неустановившейся фильтрации реального газа к скважине по закону Дарси в деформируемом бесконечном пласте рекомендуется [18] пользоваться соответствующими решениями для упругой жидкости, заменив в них давление на функцию Р. При изучении задач неустановившейся фильтрации реального газа в ограниченных пластах рекомендуется линеаризация при условии (4.4а), принимая ж=ж(Рcр). В решениях для соответствующих задач упругой жидкости давление Р заменяется на функцию Р (1.11), а реальное время t заменяется на новое условное время т. Переход от реального времени t к условному т осуществляется с использованием уравнения материального баланса. В зарубежной практике ГДИС газовых скважин [268, 275] при обработке данных также применяется линеаризация с использованием функции псевдодавления М(Р) (1.12'), которая учитывает зависимость подинтегральной функции (mC1) от давления. Стандартный метод использования реального времени предполагает, что в течение исследования газовой скважины (цС() = const, т.к. нет никакой иной информации и нет выбора другого варианта. В качестве характерного давления берется начальное давление, зарегистрированное при исследовании скважины, - Ре. При использовании псевдовремени Т(Р), учитываю-щего изменение подинтегральной функции (цС,) от давления, интеграл вычисляется по правилу трапеции для каждой точки изменения давления во время исследования. Общая сжимаемость системы Q учитывает сжимаемость породы пласта, сжимаемость газа и воды, насыщающих пласт Таким образом, прямые и обратные задачи подземной гидромеханики в приложении к ГДИС на неустановившихся режимах (по КПД-КВД реальных газовых скважин) приближенно сводятся к решению соответствующих задач -основным расчетным формулам, описывающим поведение КПД-КВД, полученным в рамках линейной теории упругого режима при фильтрации слабосжимаемой жидкости для различных МПФС. Практически в простейшем случае, чтобы получить ОРФ неустановившихся процессов изотермической фильтрации реального газа различных МПФС (ЛФП, БЛФП, РФП, СФП и др.), необходимо в соответствующей ОРФ для фильтрации упругой жидкости величину давления для жидкости Р заменить на величину Р2 (для газа). Это нашло свое отражение в рекомендациях руководств и инструкций по ГДИС газовых скважин [21, 41, 268]. Например, приближенно для простейших одномерных фильтрационных потоков ОРФ реального газа получаются на основе соответствующих ОРФ для упругой жидкости.
Таким образом, характеристические графики кривых изменения давления для различных простейших типов фильтрационных потоков для жидкости и реального газа идентичны (с учетом поправок на давление Р и Р2 и свойства газа используют приведенный к атмосферным условиям объемный дебит газа qaт) Поэтому для обработки и интерпретации данных исследований газовых скважин по КПД-КВД применимы методы анализа, связанные с построением характеристических и диагностических билогарифмических графиков, с использованием логарифмических производных давления (ДР)' и всей процедуры анализа, изложенных в главах 1.8, 1.9и3.1. Следует отметить, что при наличии качественных КПД-КВД газовых скважин, снятых высокоточными глубинными манометрами (видимо, при исследовании малопроницаемых газовых коллекторов), анализ предлагаемой процедуры обработки и интерпретации данных может существенно дополнить информацию о МПФС (и параметрах пласта) не только вертикальных, но и горизонтальных газовых скважин. ГЛАВА 5 Исследование горизонтальных скважин Вопросам бурения и применения горизонтальны скважин (ГС) в создаваемых новых эффективных технологиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений посвящен целый ряд публикаций в отечественной научно технической литературе. В вопросах ГДИС ГС в этих публикациях нашли отражение лишь теоретические аспекты определения производительности ГС, которые сводились i основном к решению прямых стационарных задач подзем ной гидромеханики с нахождением приближенных аналитических формул дебита ГС и наклонных скважин. Назовем ряд авторов, изучавших данный аспект: З.С. Алиев i В.В. Шеремет [I], Ю.П. Борисов с соавторами (1964 г.) В.П. Меркулов (1958-1960 г.), В.П. Пилатовский (1960 г.) П.Я. Полубаринова-Кочина (1956 г.), В.П. Табаков (1961 г.) И.А. Чарный (1953 г.) и др., за рубежом - F.M. Gige: (1983 г.). S.D. Joshi (1988 г.) и др. В зарубежной научно-технической литературе последних лет комплексному изучению, особенно вопросам Г(на неустановившихся режимах - по КПД-КВД, кривым гидропрослушивания, - посвящено достаточно много публикаций [76, 104, 105, 109, 120, 127, 130, 139, 152, 157, 162, 174 184, 187,189,201,212, 213, 215. 220, 223, 224, 232, 235, 241 244, 246, 248, 261, 263, 267, 269, 271]. А, например, в обзор ной статье [201] даются специальные рекомендации по планированию, проведению и интерпретации данных ГДИС горизонтальных скважин.
5.1. Характеристика неустановившихся процессов перераспределения давления в горизонтальных скважинах Имеющиеся теоретические решения прямых задач подземной гидромеханики для случая ГС показали, что неустановившиеся процессы перераспределения давления в ГС могут быть представлены как комбинации доминирующих простейших режимов течения - РФП и ЛФП, аналогичных режимам течения к вертикальным скважинам, так как неустановившийся приток в ранние (начальные) периоды течения к ГС аналогичен течению к ВС между двумя параллельными границами. В поздние периоды времени процессы неустановившегося притока к ВС с вертикальными трещинами также аналогичны процессам в ГС. Простейшие неустановившиеся режимы течений к ГС (РФП, ЛФП и др.) можно определить - идентифицировать с помощью диагностических билогарифмических графиков (совмещенных кривых изменения давления и производной давления), построенных на основе промысловых данных ГДИС ГС или с использованием процедуры анализа и интерпретации замеренных КПД-КВД, как это было рассмотрено в главе 3. При математическом моделировании, в рамках линейной теории упругого режима, неустановившегося притока к ГС в общем предполагают, что ГС находится в бесконечном однородном пласте (с горизонтальной (kr) и вертикальной (ka) проницаемостью), насыщенном слабосжимаемой однофазной жидкостью. Предполагается, что ГС находится посередине, между проницаемыми кровлей и подошвой пласта толщиной h (рис 5.1), причем горизонтальная часть ГС ориентирована строго горизонтально. Далее предполагается, что ГС пущена в эксплуатацию в момент времени t=0 с постоянным дебитом (q=const) и жидкость притекает равномерно по всей длине (L) горизонтальной скважины, где эффективная длина L>>h, изменения давления в самом стволе ГС допускаются пренебрежимо малыми. На рис. 5.2 показана последовательность режимов течения, которые могут наблюдаться в ранних моментах времени периода эксплуатации ГС. Эти простейшие одномерные режимы течения (ВСС, РФП, ЛФП и др.) принимаются за основу при планировании ГДИС и интерпретации данных. Влияние ствола скважины (ВСС). Если пренебречь притоком вблизи конца ствола скважины, то жидкость по мере удаления вначале должна будет притекать в пласт к горизонтальному стволу скважины по радиальному потоку для случая kв = kr (или по эллиптическому потоку при ks <> kr). Если закрытие ГС не осуществляется непосредственно на забое (т.е. в пласте на поверхности фильтрации), то начальное поведение давления будет искажаться за счет ВСС и поэтому это начальное поведение забойного давления не будет характеризовать РФП. Для случая постоянного коэффициента С, учитывающего ВСС, приток жидкости в ствол скважины будет идентифицироваться по диагностическому билогарифмическому графику (совмещенных кривых АР и АР') - совпадающими прямолинейными участками графиков АР и АР' с уклоном, равным единице (аналогично, как в случае ВС). В течение этого периода времени стан- Рис. 5.1. Схема расположения горизонтальной скважины и простейшие потоки
Рис. 5.2. Схематический диагностический билогарифмический график изменения давления горизонтальной скважины вертикалью. Коэффициент скважины С рассчитывается на погонную единицу длины для Vyc (удельного объема на единицу длины ствола скважины). Более реальное значение С можно получить по данным точек прямолинейного графика с единичным уклоном в диагностических билогарифмических координатах: см. табл. 5.1, уравнение (5.4'). Несмотря на то, что значение С для горизонтальной скважины может быть значительно больше, чем для вертикальной скважины в том же пласте, время 1к „„„ обычно бывает не столь большим из-за высокого значения С в уравнении (5.4') - за счет влияния длины продуктивного ствола ГС. Следующий режим течения - ранний (начальный) период РФП. На диагностическом билогарифмическом графике характеристикой совершенного (или эллиптического) РФП является постоянство производной давления Р' - уклон графика равен нулю. График [lg t, Pc (t)] имеет прямолинейный участок с уклоном т, и по уравнению (5.5') можно оценить значение (krkв). Механический скин-фактор 8м, который характеризует качество вскрытия и заканчивания скважины, рассчитывают по уравнению (5.6'). Величина kg является макроскопически средней по оцениваемой толщине пласта в вертикальном направлении. При наличии тонких пропластков kв может быть значительно меньше, чем значения по данным анализа кернов. Время конца периода начального РФП - 1к РФП (когда радиус области влияния достигает ближайшей границы) определяется уравнением (5.7'), и если приток в конце периода ВСС значителен, то рассчитывается по уравнению (5.8'). ГС могут также проявлять полурадиальное течение (или псевдорадиальное), когда производная давления Р' на диагностическом графике остается величиной постоянной. Полурадиальное течение может проявляться под влиянием одной непроницаемой границы-кровли или подошвы пласта. В этом случае происходит изменение (удвоение) уклона прямолинейного графика в полулогарифмических координатах и производная давления Р' будет выражаться прямолинейным горизонтальным графиком в диагностических билогарифмических координатах с удвоенным значением уклона РФП. Произведение (krkв) вычисляют по уравнению (5.9'), используя уклон т' из графика Рс = Pс(t) в полулогарифмических координатах; скин-фактор определяется по уравнению (5.10'). Полурадиальное течение закончится, когда радиус влияния достигнет второй горизонтальной непроницаемой границы. 1к РФП - время конца полурадиального течения определяется уравнением (5.11'). Если ГС (ее горизонтальный ствол) находится точно посередине между кровлей и подошвой пласта, то в оценке этого времени нет необходимости. Дальнейшее падение давления (в случае КПД) приводит к проявлению линейного течения - ЛФП. Линии тока становятся параллельными непроницаемым кровле и подошве пласта и перпендикулярными к направлению ствола скважины. Как ранее было показано, признаком ЛФП является уклон, равный 0,5 для прямолинейных графиков: Pс=Pс(t) и P'=P'(t). График APс(t) в координатах [\t, АР] должен быть прямолинейным с уклоном т''. Уравнение (5.12') используется для оценки kв, h или Lc, если два других параметра известны. Скин-фактор для ЛФП находят из (5.13'). Общий скин So всегда является позитивным и независимым от качества закачивания скважины. ЛФП заканчивается, когда добыча из области, ближайшей к концу ствола скважины, начнет приближаться ко времени, определяемом уравнением (5.14'). Если ширина области дренажа в горизонтальном плане станет больше, чем Lc, скважина войдет в период псевдорадиального течения - ПРФП (см. рис 1.5, е). На большом расстоянии от скважины линии течения (траектории) будут горизонтальными и направлены к стволу скважины. Эта ситуация похожа на поздний период поведения ВС с вертикальной трещиной. График логарифмической производной давления Р' на диагностическом билогарифмическом графике снова представится горизонтальной линией (сама производная будет постоянной), уклон прямолинейного участка этой части графика в полулогарифмических координатах [lgt,APс(t)] определится величиной т" и из уравнения (5.15') возможна оценка kr, а из уравнения (5.16') - оценка Sm. Из-за ненадежности некоторых параметров в уравнении (5.16') период ПРФП мало пригоден для оценки скин-фактора Sm. Начало ПРФП - величина времени приблизительно того же порядка, что и конец ЛФП (см. уравнение 5.17'). И, наконец, когда на поведение давления влияют условия, созданные на боковых границах пласта, для расчетов по уравнениям (5.18') и (5.19') рекомендуется выбирать малые значения времени конца ПРФП - tк ПРФП Последовательность режимов течения, вызванная боковыми граничными условиями, идентична наблюдаемым в ВС. Отметим, что уравнения времени течения являются приближенными. Анализ неустановившегося поведения восстановления забойного давления (КВД) для ГС так же, как и для ВС, основан на принципе суперпозиции. Изменение дебита q в ГС моделируется суперпозицией фиктивных эксплуатационных и нагнетательных скважин и последующим суммированием действий всех скважин. Остановка (закрытие) добывающей ГС с дебитом «+q» моделируется суперпозицией фиктивной нагнетательной скважины с дебитом «-q» в той же точке, где находится и добывающая скважина со временем закрытия tp = 1пд (т.е. время работы скважины с момента пуска до закрытия принимаем равным времени работы скважины с постоянным дебитом). Результирующее давление (КВД) получают, суммируя оба давления (действительной и фиктивной скважин), для случая бесконечного пласта по концепции графика Хорнера при РФП или для ЛФП -графика в координатах корня квадратного из времени. Математически корректным является случай, когда обе скважины - эксплуатационная и фиктивная нагнетательная - имеют один и тот же режим течения. Это обстоятельство является достаточно существенным, учитывая рассмотренную последовательность режимов течения для ГС. Условие может быть ослаблено, если tp = 1пд значительно больше, чем максимальное время восстановления давления. Вклад добывающей скважины в общее изменение давления может стать пренебрежимым, и данные КВД можно анализировать, подобно КПД (как и в аналогичном случае с ВС). Во всяком случае, длительная КПД может значительно облегчить анализ и интерпретацию режимов течения КВД. Пластовое давление является одним из важных параметров, подлежащих определению по данным ГДИС ГС. Глубинные манометры в ГС обычно спускаются на глубину выше горизонтальной части. Поэтому замеренное давление должно быть пересчитано с учетом вертикального градиента давления. Для новых скважин рекомендуется измерять начальное пластовое давление непосредственно в конце длительного периода закрытия скважины, после короткого периода добычи, перед значительным истощением пластовой энергии. Пластовое давление можно найти для РФП по КВД экстраполируя прямолинейный график Хорнера или экстраполируя линейный график в координатах корня квадратного от времени до нуля для случая ЛФП. Неоднородность пласта серьезно затрудняет интерпретацию данных ГДИС в ГС.
5.2. Особенности планирования ГДИС горизонтальных скважин Составление программы исследований ГС на неустановившихся режимах является достаточно специфичным. Так, на основании имеющейся геологической информации, геофизических данных, данных бурения и теоретических предпосылках инженер по ГДИС должен пытаться определить возможные режимы течений в ГС, их последовательность и продолжительность. Далее при составлении программы работ ГДИС руководствуются планируемым графиком изменения отборов перед и в течение исследований, выбором оборудования ствола, забоя, наземного оборудования и глубинных манометров. Интерпретация данных ГДИС и их анализ связаны с расчетами производных давления Р', так как при этом усиливаются "шумы" и сигналы, поэтому рекомендуется применять высокоточные электронные манометры, способные в течение длительного времени регистрировать изменение давления в процессе ГДИС ГС. Высокая точность и частота замеров по времени электронных приборов позволяют получать кривые производных давления с минимальным «разбросом». Важным элементом ГДИС ГС является закрытие скважины на забое с целью уменьшения ВСС, т.к. объем горизонтальной и вертикальной частей может быть значительным, что исключит возможность использовать самые начальные участки КВД-КПД для интерпретации. Новые скважины рекомендуется кратковременно исследовать после заканчивания. Для этого используются различного вида комплексы испытательных инструментов (КИИ) - одно- и многоцикловые, спускаемые в скважину на гибких трубах, а также опробыватели пластов, спускаемые на канате [7, 10, 46,142,156,210,260]. Примеры некоторых инструментов различных конфигураций для ГДИС, применяемых за рубежом, приведены в табл. 2.3 [137]. Одним из основных требований при испытании горизонтальных скважин является обеспечение снятия КПД в течение достаточно длительного промежутка времени, как и последующих КВД, с тем, чтобы как можно больше последовательных режимов течения могли себя проявить и их можно было бы оценить с помощью вышеописанной методики - диагностических билогарифмических и характеристических графиков. Так, при исследовании ГС на интерференцию (гидропрослушивание) рекомендуется, в частности [231], применять дистанционные электронные глубинные манометры с точностью 0,05% от показаний прибора и порогом чувствительности 0,14 кПа (0,02 psi, или 0,00014 МПа), с электронной памятью, способные работать в температурном режиме пласта и скважины. Спуск глубинных приборов в горизонтальную часть скважины рекомендуется производить на гибких трубах или с помощью специального оборудования. Методы интерпретации данных ГДИС ГС схожи с методами интерпретации данных вертикальных скважин (например, с горизонтальной трещиной), общая процедура которых была изложена ранее (анализ диагностического билогарифмического графиков Р и Р', построение характеристических графиков и т.д.). Отличительной сложностью интерпретации данных ГДИС ГС является невозможность, в ряде случаев, раздельной оценки проницаемостей kr и ks, особенно при кратковременных исследованиях.
5.3. Опыт ГДИС горизонтальных скважин и пример обработки и интерпретации данных Ранее Р.Г. Шагиевым при участии В.И. Васильева изучались особенности интерпретации данных горизонтальных скважин [67]. В качестве примера, обработки, анализа и интерпретации данных приведем результаты этого опыта ГДИС ГС. Цель исследования заключалась в отработке методики ГДИС ГС и определении параметров пласта и ГС. Объектом была выбрана ГС, эксплуатировавшаяся штанговым глубинно-насосным способом. Была составлена программа проведения ГДИС: приведены исходные данные по скважине и информация по участку залежи, указаны виды работ по подготовке и оборудованию скважины, сроки выполнения и ответственные по каждому виду работ. Предусматривалась регистрация давления с помощью глубинного автономного цифрового скважинного прибора КСА-А2-36-80/60 [2], некоторые характеристики которого приведены в табл. 2.1. Глубинный манометр помещался в наклонной части ствола скважины - переходной от вертикальной части к горизонтальной - в специальном перфорированном контейнере на конце насосно-компрессорных труб под насосом. Программой работ по ГДИС предусматривалось перекрытие ствола скважины между приемом насоса и глубинным манометром с помощью специального забойного отсекателя [47], который приводился в действие с помощью удлинителя хода полированного штока на головке балансира станка-качалки или ручным способом, ослабляя канатную подвеску. Подобная технология с применением этого забойного отсекателя успешно применялась ранее при ГДИС ВС. Имелся положительный опыт работы по этой технологии. На основании предварительных оценочных расчетов был составлен обзорный график ГДИС ожидаемых изменений давлений и дебитов во времени. После подготовительных работ ГС была пущена в работу на 96,5 ч, затем остановлена для снятия КВД1 в течение 260 ч, снова повторно была пущена в работу на 90 ч и остановлена для снятия КВД2 на 107 ч. Общая продолжительность ГДИС составила 560 ч (23 сут). На этом интервале времени глубинный манометр зарегистрировал 3600 точек изменения давления с равномерным шагом во времени 10 мин. Работы проводились в сотрудничестве с институтом БашНИПИнефть. На рис. 5.3 приведен обзорный график ГДИС, на котором нанесены 8200 точек, записанных после подъема манометра из скважины. К сожалению, возможно из-за отсутствия опыта перекрытия наклонной части ствола скважины, не удалось перекрыть ствол скважины с помощью отсекателя, как это планировалось в программе ГДИС. В качестве иллюстративного примера приведен фрагмент обработки, анализа и интерпретации данных КВД1 ГС на рис. 5.4, на котором диагностический билогарифмический совмещенный график изменения давления и логарифмической производной давления Р' рассчитан по ранее изложенной методике в главе 1.9. Рис. 5.3. Обзорный график исследования горизонтальной скважины
На рис. 5.4 обращает на себя внимание большой разброс точек на кривой производной давления Р' и невозможность четкого выделения характерных участков графиков простейших потоков - РФП, ЛФП и др. К сожалению, видимо, в данном случае оказались недостаточная разрешающая способность прибора по давлению и погрешности измерения забойных давлений. Для построения более «гладкого» графика производной давления Р' применяются различные процедуры сглаживания экспериментальных данных [193, 270]. При обработке замеренных данных Рс = Pс(t) ГС были апробированы рекомендованные другими исследователями методы одно- и многократного сглаживания, а именно: 1) методы скользящей средней, 2) интерполяционные полиномы Лагранжа, 3) интерполяционные полиномы Ньютона, 4) полиномиальная аппроксимация. Однако ни один из перечисленных методов не дал в этом конкретном случае удовлетворительных результатов после однократного применения. Наилучшие результаты были получены при использовании интерполяционного полинома Лагранжа третьего порядка. Использование различных процедур сглаживания экспериментальных кривых Р' может приводить к потере полезной информации и ошибочной интерпретации КПД-КВД. Этим объясняются рекомендации [97, 137, 231] о необходимости применения высокоточных манометров (в частности, стандартных глубинных электронных дистанционных манометров с компенсационными пьезокварцевыми датчиками) при проведении подобных ГДИС ГС и последующей интерпретацией данных с использованием производных давления. Анализируя эту условную и приближенную информацию с учетом ранее сделанных оговорок, можно отметить некоторые особенности. Имеют место два РФП (ранний и поздний - ПРФП). Отмечаются два СФП в разные моменты времени. Для их интерпретации необходимо знание профиля притока к скважине (возможно подключение-отключение пропластков, наличие радиальных трещин, различное соотношение дебитов зон притока, анизотропия пласта и др.). Ранний РФП отличается от полурадиального (полуэллиптического) притока, который может возникать под влиянием притока от единственной непроницаемой границы (например, кровли или подошвы пласта). Для полурадиального потока характерным являются удвоение, точное дублирование (повторение) уклона - появление на диагностическом билогарифмическом графике Р' характерной ложбинообразной (корытообразной) формы графика. Между тем этого удвоения-дублирования уклона нет, а следовательно, и гипотеза о полурадиальном течении в данном случае не получает оснований и подтверждения. Наличие двух условно оцениваемых раннего и позднего псевдорадиальных потоков может наводить на мысль о влиянии анизотропии или слоистости пласта. Так, ранний РФП может определяться более высокопроницаемыми пропластками или слоями (или системой трещин), а поздний РФП может представляться суммарным, общим и определяется средними свойствами всех пропластков, слоев (возможно, системой трещин и матриц). Оценочное приближенное значение механического скин-фактора по уравнению (5.6') составило Sm—6,012w-6. Это отрицательное значение и величина скин-фактора могут интерпретироваться как отсутствие ухудшения состояния призабойной зоны скважины. Напоминая еще раз о демонстрационном, оценочном характере второго варианта интерпретации, отметим, что использование диагностического билогарифмического графика Р' в процедуре обработки и интерпретации данных ГДИС может дать больше информации о продуктивном пласте по сравнению с ранее известными, традиционными методами интерпретации данных ГДИС ГС на неустановившихся режимах. В заключение для построения качественной кривой производной давления Р' рекомендуется применение высокоточных глубинных дистанционных электронных манометров (сопоставимых по техническим характеристикам датчиков давления с соответствующими характеристиками датчиков типа компенсационных пьезокварцевых) с порогом чувствительности 0,0014 МПа, пределами измерения в диапазоне до 75-103 МПа, точностью 0,01% от показаний прибора +2psi (0,00014 МПа), программируемыми возможными темпами замеров по времени от 1, 2, 3, 5, 10 и 30 сек до 1, 2, 5, 10, 30, 60 мин с максимальным автономным временем работы до 45 сут. измерения КПД-КВД на забое горизонтальной скважины. Чтобы минимизировать влияние ствола скважины (послеэксплуатационный приток-отток, сегрегацию фаз и т.д.) на КВД необходимо использовать забойные отсекатели - компоновку подземного оборудования, позволяющего «мгновенно» закрыть скважину на забое, в т.ч. и горизонтальную часть ствола скважины. Это позволяет получать более качественные (большей длительности по времени) КВД, неискаженные ВСС, что дает возможность идентифицировать большее число типов фильтрационных потоков. Дистанционный глубинный манометр должен спускаться под забойный отсекатель и обеспечивать возможность как контроля на поверхности, так и регулирования течения процессов перераспределения забойного давления в горизонтальных скважинах. Для исследования отдельных интервалов горизонтального ствола скважины компоновка глубинных приборов и оборудования (забойного отсекателя, пакера и др.) должна обеспечивать возможность производства поинтервальных измерений забойных давлений с изоляцией - отсечением с двух сторон исследуемого интервала. Технология ГДИС ГС должна предусматривать снятие КПД-КВД большой продолжительности по времени с тем, чтобы их длительность была достаточной для развития и проявления в пласте и отражения на КВД, эволюции и динамики различных типов фильтрационных потоков (ЛФП, РФП, СФП и др.). ГЛАВА 6 ГДИС месторождений аномальных нефтей Цель промысловых гидродинамических исследований скважин заключается в определении наличия и степени проявления аномальных, неньютоновских свойств нефти в пластовых условиях в процессе разработки конкретного нефтяного месторождения [4, 5, 9, 13, 14, 27, 34, 37, 38, 60, 63,64,66, 110, 111]. Гидродинамическая теория промысловых методов исследования скважин и пластов для аномальных нефтей, характеризующаяся наличием предельного градиента давления, разработанная под руководством А.Х. Мирзаджанзаде, предусматривает необходимость получения (снятия) так называемых «двухсторонних» кривых восстановления (падения) давления (ДКВД) и получения «двухсторонних» индикаторных диаграмм (ДИД) при установившихся отборах и закачках (рис. 6.1) [38]. Несовпадение конечных участков ДКВД (см. рис. 6.1) и отсечение на оси ординат графиком ДИД величины ДРо (статической депрессии) является доказательством и критерием для отнесения исследуемой нефти к разряду неньютоновских, характеризующихся предельным градиентом, которому соответствует статическая депрессия. Здесь же вводится понятие нижне- и верхнепредельных статических забойных давлений Р„„р и Р„„р, которые связаны с истинным пластовым давлением соотношениями (см. рис. 6.1): Рис. 6.1. Двухсторонние кривые восстановления (падения) давления скв. 7707 Арланского месторождения 1,2-КВД;3,4,5,6-КПД Рис. 6.2. Кривые зависимости скорости фильтрации от градиента давления / - закон Дарси; 3 - нелинейный закон с предельным градиентом; 2 - S-образная реологическая линия Приведенная методика справедлива для модели неньютоновской нефти с предельным градиентом давления. Нефти некоторых месторождений Башкирии, по данным лабораторных реологических исследований, также являются неньютоновскими аномальными нефтями, характеризующимися изменением эффективной вязкости нефти в зависимости от градиентов давления за счет проявления структурно-механических свойств [14, 34, 64]. Фильтрация таких аномальных (например, арланских) нефтей происходит с отклонением от линейного закона фильтрации Дарси [61] (рис. 6.2, кривая 2). В качестве первого приближения описания нелинейного закона фильтрации подобных нефтей может быть принята асимптоматическая модель течения с предельным (начальным) градиентом давления [3, 14, 38]. Задача заключается в изучении влияния аномально-вязкостных свойств нефти на фильтрационные характеристики пласта, найденные по результатам промысловых гидродинамических исследований скважин.
рис. 6.3. Графики экспериментальных зависимостей скорости фильтрации и вязкости пластовой нефти для кернов от градиентов давления скв.7950 Арланского месторождения Керны: 7 - k=0,92 мкм2; 2 -k=0,03 мкм2
6.1. Методика изучения влияния аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом на характер КВД Изучение влияния аномально-вязкостных свойств нефти на фильтрационные характеристики пласта, т.е. на коэффициент гидропроводности, сводится к получению зависимости гидропроводности ближайшей и удаленной зон пласта от дебита или перепада давления на основании обработки серии промысловых КВД. Рассмотрим зонально-неоднородный пласт, неоднородность которого (по параметрам пласта) обусловлена различиями вязкости аномальной неньютоновской нефти с частично и полностью разрушенной структурой ^ и вязкостью нефти с неразрушенной структурой р,д (рис. 6.3). Для упрощения рассмотрим случай наличия двух зон. Различия в вязкостях зон будут сказываться и на различии в гидропроводностях е и пьезопроводностях эе. Вопросами влияния зональной неоднородности пласта по фильтрационным характеристикам на изменение давления в скважине (КВД) и определением по этим КВД параметров неоднородного пласта занимались многие исследователи. Так, в [3, 9, 40] дается в изображениях по Лапласу точное решение задачи о восстановлении давления в скважине конечного радиуса в зонально-неоднородном пласте. Авторами показано, что размеры зоны неоднородности пласта характеризуются наличием и протяженностью прямолинейных участков графиков КВД. В [40] приводится точное решение этой задачи [3,9] в оригиналах. Исходя из [40], предположим, что скважина радиуса г, перед началом исследования проработала достаточно долго с установившимся дебитом q, тогда распределение давления по пласту можно считать установим-шимся. Пласт бесконечной постоянной мощности h=const. Вокруг скважины имеется кольцевая зона радиуса R с коэффициентами ei и a;i, а вне кольцевой зоны - е^ и æ^ Соседние скважины до начала и в процессе исследования работают с постоянными дебитами. В момент времени t = 0 скважина мгновенно закрывается на забое, и тогда изменение давления на забое скважины (КВД) можно выразить формулой [40]: В [70] приведена оценка точности приближенного решения (6.2) путем сопоставления с точным решением [3, 9] и показано, что приближенное и точное решения совпадают, начиная с практически малых моментов времени (t>1000 с), поэтому при анализе и обработке КВД можно пользоваться формулой (6.2). Анализ формулы (6.2) показал, что для малых моментов времени второе и третье слагаемые стремятся к нулю, а первое слагаемое дает решение для однородного пласта:
уклон второго участка - гидропроводностью более удаленной зоны пласта (kh/м2 - м2 = мнеразр - вязкостью нефти с неразрушенной структурой в случае фильтрации аномально-вязкой нефти с предельным градиентом). В случае однородного пласта (по проницаемости k и толщине h) эти два значения гидропроводности должны отличаться друг от друга в число раз, кратному различию вязкостей нефти с разрушенной и неразрушенной структурой, т.е. до 7-8 раз для аномальных нефтей Башкирии [14]. При фильтрации аномально-вязкой нефти, работе скважин с увеличением дебитов q во времени радиус условных неоднородных зон пласта R, где фильтруется нефть с разрушенной структурой, станет расти. Это будет проявляться на серии КВД в полулогарифмических координатах смещением времени tm - излома прямолинейных графиков. Так, при росте q время tm последующего графика КВД будет смещаться вправо (рост R) и наоборот. Если же зональная неоднородность пласта не связана с аномально-вязкостными свойствами нефти или другими факторами, зависящими от режимов работы скважины, а неоднородность пласта обусловлена, например, коллекторскими свойствами (выклиниванием или замещением коллекторов, литологией и др.), то величина R и параметры пласта не должны зависеть от q и t должны быть постоянными, время же tm, излома прямолинейных графиков на серии КВД (при давлениях выше давления насыщения) тоже должно быть величиной постоянной. В этом случае не должно наблюдаться смещения величины tm на серии КВД. Таким образом, на основе вышеизложенных исходных физических предположений и анализа теоретических исследований, методически представляется возможной оценка проявления неньютоновских свойств нефти и их влияния на фильтрационные характеристики пласта по результатам обработки серии качественных КВД [34, 64, 111]. Диагностическим признаком (ДП) проявления аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом являются наличие двух прямолинейных участков КВД в полу-log координатах и изменение положения времени точки перелома графиков t„, (т.е. изменение положения величины R - радиуса границы условных зон неоднородности фильтрации нефти с разрушенной и неразрушенной структурой) в зависимости от изменения дебита скважины, с которым она работала перед снятием серии КВД. Так, с уменьшением q должно наблюдаться передвижение точки t,„ влево (т.е. уменьшение 1щ), уменьшение R и - наоборот. 6.2. Техника и технология ГДИС аномальных нефтей. Выбор скважин, оборудование и приборы Предлагаемая методика исследований скважин заключается в получении серии качественных промысловых КВД при определенных условиях. Как известно, на характер КВД оказывает влияние ряд факторов: 1) характер границ пласта, т.е. пласт бесконечный, открытый или закрытый; 2) неоднородность пласта по коллекторским свойствам (слоистая неоднородность, изменение проницаемости призабойной зоны, наличие скин-эффекта); 3) зависимость коллекторских свойств пласта и свойств пластовой жидкости (проницаемости, вязкости, коэффициентов сжимаемости, эффективной мощности) от давления; 4) нарушение линейного закона фильтрации Дарси в различных зонах пласта; 5) влияние предшествовавшего режима работы скважины и работы соседних скважин; 6) характер притока (оттока) жидкости в скважину после ее закрытия на устье; 7) гидродинамическое несовершенство скважины и геометрия потока в призабойной зоне; 8) влияние процессов в стволе скважины (сегрегация газа, температурные и другие эффекты); 9) наличие нескольких фаз в продукции скважины (вода, газ, нефть); 10) инерционность потока вблизи стенок скважины; 11) для более уверенного определения степени проявления аномальных свойств нефти по результатам обработки серии КВД необходимо свести до минимума влияние побочных факторов. Влияние ряда побочных факторов может быть устранено специальным подбором скважины для проведения исследования. При этом необходимо исходить из следующих требований: 1. Высокодебитная эксплуатационная скважина должна обеспечивать изменение режима работы в широком интервале дебитов с целью получения большого числа режимов серии КВД и точек на индикаторных диаграммах при забойных давлениях выше давления насыщения. 2. Скважина должна находиться не вблизи линии нагнетания, она безводная, наличие воды может сказаться на реологических свойствах смеси. 3. Так как продуктивный пласт достаточно однороден и сложен монолитным песчаником, то изменение эффективной мощности пласта при различных градиентах давления в процессе исследований в этом случае будет наименьшим. 4. Способ эксплуатации скважины - фонтанный или наиболее распространенный - глубинно-насосный. Учитывать близость замерной емкости от устья скважины, наличие отдельного сборного коллектора, хорошее состояние дороги к скважине. Для устранения влияния на КВД таких факторов, как приток жидкости в скважину после остановки, другие процессы в стволе скважины, необходимо использовать специальное оборудование, позволяющее закрывать скважину непосредственно на забое. С этой целью для проведения исследования предлагается использовать пакер и специальный забойный отсекатель [47]. Учитывая большую продолжительность исследований, сложность замеров забойных давлений через затрубное пространство, особенно в искривленных скважинах (такие скважины являются преобладающими), необходимость длительного использования специальных промысловых передвижных лабораторий и станций (АПЭЛ-66, АИСТ-70 и др.), рекомендуется использовать дистанционный манометр, например типа ДЛМП-2М. Для проведения исследований с учетом указанных требований рекомендуется принципиальная схема обустройства устья и забоя скважины. Схема включает подземное и наземное оборудование (рис. 6.4). В подземное оборудование входят: узел глубинного манометра ДЛМП-2М (2), глубинный расходомер РГД-5 (1), узел устройства для перекрытия притока жидкости на забое скважины (10), пакер (4), муфта перекрестного течения (8), муфта сальникового устройства (5), глубинный насос НГН-2 с плунжером (12), колонна насосных труб (7), кабели связи (б). Рис. 6.4. Схема обустройства скв. 7707 Условные обозначения см. в тексте Наземное оборудование состоит из вторичных приборов (14) (глубинного манометра и расходомера), эксцентричной планшайбы с сальниковым устройством (15), удлинителя хода полированного штока (13). Один из основных элементов компоновки глубинного оборудования - забойный отсекатель - собирается отдельно в условиях механических мастерских НГДУ и проверяется на герметичность. Общий вид этого устройства показан на рис. 6.5. Он состоит из корпуса (10), подвижного (6) и неподвижного (12) «станков», затвора (7), пружины (9), седла клапана (4), шарика (3), конусной муфты (2). Обвязка устья и забоя скважины производится в следующей последовательности (см. рис. 6.4): 1. Собирается монометрическая часть, включающая расходомер (1), манометр (2), фильтр (3), пакер (4), сальниковую муфту (5). Кабель (6) от глубинного датчика пропускается через пакер и выводится наружу при помощи сальниковой муфты. 2. Начинается спуск оборудования в скважину. Кабель (6) крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью специальных поясов (клямпсами). Выше манометрической части устанавливается муфта перекрестного течения (8). Забойный отсекатель (10) устанавливается между приемным клапаном (9) и собственно насосом. Для открытия (закрытия) клапана забойного переключающего устройства на плунжер насоса НГН-2 наворачивают вместо корпуса-ловителя специальный шток (11). 3. По окончании спуска оборудования в скважину сажают пакер и пропускают через сальники эксцентричной планшайбы (15) кабели связи (6) от дистанционного манометра (2) и расходомера (1). Концы кабеля соединяют со вторичными приборами (14). Обычно узел переключающего устройства спускается в скважину в нерабочем (закрытом) состоянии (см. рис. 6.5), и открытие его происходит в скважине с помощью штанг. Для этого необходимо осторожно посадить до упора плунжер насоса. При этом шток (см. рис. 6.5, 1) выходит в карман клапана переключающего устройства и вызывает сначала продольное, а затем угловое перемещение затвора (7) относительно неподвижного стакана (12). При снятии нагрузки со стороны штока, пружина (9) сажает шпильку (13) в новое (а) минимальное углубление «хвоста» (14), образуя тем самым зазор между конической муфтой и шариком (3). Этот зазор не вносит дополнительных сопротивлений потоку жидкости. При работе штангового насоса типа НГН-2 минимальное расстояние между плунжером глубинного насоса и конической муфтой (см. рис. 6.5, 2) регулируется с помощью правильного подбора длины колонны штанг. Это расстояние должно составлять порядка 0,5-0,7 м. На рис. 6.5. дополнительно обозначены: А - узел устройства прикрытия, 2 - конусная муфта, 4 - седло клапана, 5 - муфта, 6 - подвижный корпус, 7 - затвор с продольным и угловым перемещением, 8 - шпилька, 10 - корпус, 11 - подвижный стакан, Б - фрагмент развертки «хвоста» устройства перекрытия. Приведем назначение отдельных элементов компоновки: • ДЛМП-2М - для замера текущего забойного давления в скважине; • РГД-5Б - для замера переменного во времени притока жидкости в скважину контроля надежности перекрытия забоя забойным отсекателем; • пакер - для уменьшения свободного объема скважины; • муфта с сальниками - для герметичности отсечения подпакерного пространства; • муфта перекрестного течения - для проведения исследований скважины при закачке жидкости в пласт; • забойный отсекатель - для отсечения объема жидкости в насосно-компрессорных трубах; • шток в нижней части плунжера - для вскрытия (закрытия) отсекателя; • эксцентричная планшайба с сальниковым устройством под кабель - для герметизации затрубного пространства при закачке жидкости в пласт; • удлинитель хода полированного штока (УХП) - для быстрого проведения операции открытия и закрытия скважины без задалживания бригады (подземного ремонта скважин). Предложенная компоновка глубинного оборудования позволяет получать неискаженные кривые восстановления давления как после «мгновенной» остановки скважины на забое, так и после закачки жидкости в пласт. Контроль надежности закрытия отсекателя и перекрытия всего сечения скважины осуществляется с помощью снятия динамограмм, по показаниям ДЛПМ-2М и РГД-5 и замеров изменения уровня в затрубном пространстве с помощью эхолота. Принятая принципиальная схема оборудования и обвязка скважин-стендов имеет недостаток -невозможность снятия профиля притока в момент проведения исследований. Технология проведения исследования скважин для получения серии кривых восстановления и падения давления с использованием специального оборудования (см. рис. 6.4) включает следующие работы. I. Остановку скважины: • останавливается станок-качалка и закрепляется тормозом в положении, когда головка балансира находится в нижней мертвой точке, пускатель станка-качалки ставится на ручное управление; • допускаются штанги с помощью УХП до расслабления канатной подвески; • подтягиваются штанги с помощью УХП до первоначального положения; запуск станка-качалки. • контроль работы забойного отсекателя осуществляется при помощи РГД-5Б и ДЛМП-2М. Если показания манометра ДЛМП не меняются, операции по закрытию (вскрытию) забойного отсекателя следует повторить. Запуск станка-качалки при остановке скважины необходим для контроля герметичности закрытия отсекателя; • окончательная остановка станка-качалки. П. Пуск скважины в работу: • при помощи УХП допускаются штанги до упора; • при помощи УХП штанги подтягиваются до первоначального положения; запуск станка-качалки в работу и контроль работы отсекателя. Ш. Закачку жидкости в пласт: • закрытие отсекателя по вышеописанной технологии; • обвязка затрубного пространства скважины с закачивающим агрегатом типа ЦА-320 и емкостью с жидкостью (дигазированной нефтью); • заполнение затрубного пространства жидкостью; • закачка жидкости через затрубное пространство выше пакера и через муфту перекрестного течения в подпакерную зону; • контроль величины давления закачки на устье с помощью образцового манометра. IV. Остановку после прекращения закачки жидкости в пласт: • остановка закачивающего агрегата; • перекрытие задвижки затрубного пространства; • сброс давления в манифольдных линиях к закачивающему агрегату и их демонтаж. Начиная с момента изменения режима скважины и параллельно с последующими операциями по вскрытию или закрытию забойного отсекателя, производится запись показаний вторичного прибора ДЛМП-2М в возмущающей скважине. Замеры снимаются первые полчаса ежеминутно, затем - через 3,5 мин по одному замеру и далее - через 10, 15, 20, 30, 60, 120, 240 мин по З замера подряд с выводом средних показаний. Промежутки между замерами определяются, исходя из темпа восстановления давления: если по предыдущим 2-3 показателям давление одинаково, промежуток увеличивают. Дебит нефти или расход закачиваемой жидкости регистрируется во времени при помощи расходомера РГД-5Б (для закачки), АГЗУ («Спутник»), либо по мернику (при отборе). Снятие одной кривой изменения давления занимает время 3-5 сут. Исследование скважины на одном режиме включает снятие кривой изменения давления после пуска скважины в эксплуатацию (либо процесс закачки жидкости в пласт) и кривой восстановления давления после остановки скважины (прекращения закачки). Для получения качественных результатов необходимо провести исследование не менее чем на трех-четырех режимах отбора нефти и двух режимах закачки жидкости в пласт. Общее время исследований составляет около 30 сут. 6.3. Обработка и интерпретация результатов исследования скважин Для оценки параметров пласта и аномальных свойств нефти можно воспользоваться кривыми падения давления, полученными после нагнетания нефти в эксплуатационную скважину. Для получения аналитического решения представим случай нагнетания нефти с известной вязкостью (j,.) (т.е. нефти с разрушенной структурой) через одиночную скважину с постоянным расходом. Начало закачки принимается мгновенным, пласт - горизонтальным, постоянным по мощности и однородным по коллекторским свойствам. Схема процесса нагнетания представлена на рис. 6.6, где приняты следующие обозначения: ае1 и ае2 -пьезопроводность в зоне проникновения и в невозмущенной зоне; P1(r,t) и P2(r,t) - функции распределения давления в соответствующих зонах; rс - радиус скважины; R(1) - радиус распространения нагнетаемой жидкости [62, 111]. Искомые функции P1(r,t) и P2(r,t) удовлетворяют уравнениям:
Таблица 6.1. Геолого-промысловая характеристика скв. 7707 Арланской площади
Для проведения исследования скв. 7707 была оборудована специальным устройством (см. рис. 6.4). Исследование началось с максимально возможного (в техническом отношении) дебита при забойном давлении ниже давления насыщения. В ходе исследования были получены 4 КВД (на четырех режимах отбора) и 4 КПД (на четырех режимах закачки жидкости в пласт). Полулогарифмические анаморфозы этих КВД (отбора) представлены на рис. 6.7. Применяемая технология закрытия скважины на забое позволила сравнительно быстро перекрыть приток из пласта и получить качественные КВД по которым уже первые точки лежат на прямолинейных участках. Обработка КВД по наиболее распространенному методу в координатах [lgt;Pc(t)] позволила визуально выделить на каждом графике по два прямолинейных участка -начальный и конечный, которые условно разделяются точками B1-B4 (см. рис. 6.7). Таблица 6.2. Условия отбора и некоторые физик химические свойства пластовой нефти скв. 7950 и стабил зированной пластовой нефти скв. 7707
|