Техника и технология исследования скважин
Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ — с помощью газовых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ насосно-компрессорных труб — фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие в планшайбе. Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроцентробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров. Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются глубинные дебитомеры-расходомеры. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху вниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходомерами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы, не менее 1 м. Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в насосно-компрессорные трубы, а другие только в эксплуатационную колонну. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Перед проведением исследований, в зависимости от способа добычи нефти, устье скважины оборудуется соответствующей арматурой. Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор (рис. 156).
Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Установка лубрикатора на устье скважины осуществляется при закрытой задвижке 2 без остановки и нарушения режима работы фантомной или газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9.
Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую протягивается каротажный кабель или проволока. Глубинный прибор присоединяют к проволоке, вводят в корпус лубрикатора и завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 6 и идет к барабану подъемной лебедки, перевозимой на автомашине. После сборки лубрикатора открывается задвижка 2, давление выравнивается, и прибор спускают в скважину. После замера прибор поднимается и вводится в корпус лубрикатора, закрывается задвижка 2, и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается. В скважинах с высоким дебитом (200 и более т/сут) спуск приборов затруднен, так как встречный поток жидкости изза гидравлических сопротивлений, вызываемых спускаемым прибором, препятствует его спуску. В таких случаях к измерительным приборам подвешивают груз в виде штанги. Многие измерительные приборы, такие как глубинные манометры, термометры, пробоотборники, имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри прибора. Такие приборы спускаются на стальной проволоке диаметром 1,8-2,2 мм. Все приборы с дистанционной регистрацией показаний и дебитомеры с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом кабеле. При эксплуатации скважин механизированным способом (насосная эксплуатация) устье скважины оборудуется специальной эксцентричной планшайбой, а низ НКТ — отклонительным фонарем. В этом случае создается односторонний увеличенный зазор между НКТ и эксплуатационной колонной. Исследование в скважинах с электроцентробежными насосами (ЭЦН) проводят с помощью специального приспособления, которое называют «суфлер». «Суфлер» устанавливают выше насоса, что позволяет прием глубинного скважинного манометра соединять с межтрубным пространством. При наличии избыточного давления на устье скважины, манометры, термометры, дебитомеры и расходомеры спускают через лубрикатор, который перед измерением устанавливают на буфере или на планшайбе. После подготовки скважины для проведения исследования, при переходе от одного режима работы скважины на другой, уточняется, что достигнут установившийся режим работы.
Установившимся режимом работы скважин называется такой режим, когда в течение длительного времени ее дебит или приемистость, а также забойное давление остаются неизменными. В промысловой практике за установившийся режим работы скважины принимается такой режим, при котором значения забойного давления и дебита (приемистость) остаются неизменными в течение 6-8 часов или изменяются не более чем на 10%.
Первым установившимся режимом работы скважины принимается режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования.
После спуска в скважину манометра, замера дебита (приемистости) и забойного давления быстро ограничивают или увеличивают дебит скважины на 30-40% от наибольшего дебита и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от одного режима работы скважины на другой осуществляется сменой штуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением объемов подачи рабочего агента или изменением длины полированного штока и числа качаний станка-качалки. Время достижения установившегося режима при переходе от одного режима на другой во многом зависит от проницаемости пласта, вязкости нефти, газового фактора, а также от продолжительности работы скважины на предыдущем режиме.
Например, при снятии кривых восстановления давления в течение 4-6 ч необходимо, чтобы скважина работала на одном и том же режиме не менее 3-4 суток. При проведении исследований в неоднородных пластах кривые восстановления забойного давления необходимо снимать в течение 1-2 суток. Для снятия кривых восстановления забойного давления на каждом режиме следует поддерживать постоянный дебит в течение всего периода исследования скважины. Вышеизложенное условие можно выдерживать при исследовании нагнетательных скважин, находящихся под закачкой. И в этом случае постоянно регулируют приемистость скважины задвижкой. При исследовании нефтяных скважин это условие невозможно выполнить. Поэтому кривую восстановления давления снимают на последнем режиме после остановки работы скважины. Наблюдение за изменением дебитов нефтяных скважин и определение их перед сменой режимов осуществляются периодическими замерами на групповой замерной установке (ГЗУ). Замеры приемистости нагнетательных скважин проводятся расходомерами, устанавливаемыми на кустовых насосных станциях (КНС) или объемным методом с использованием мерной емкости у устья скважины (при самоизливе).
Забойные давления на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров, спускаемых на стальной проволоке, а температуры на забое и по стволу скважины — с помощью глубинных термометров, спускаемых на каротажном кабеле. С том того, что вода, закачиваемая в пласт для поддержания пластового давления, практически несжимаема, замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить на устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с помощью образцовых манометров. Пластовое давление в промысловой практике определяют после остановки скважины.
Забойные давления на глубоких насосных скважинах определяют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом часовых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса, а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными манометрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное пространство. Результаты гидродинамических исследований скважин на приток зависят от работы соседних скважин. В этой связи необходимо следить за тем, чтобы на соседних скважинах поддерживались установившиеся режимы работы в течение всего времени исследования.
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Замер — приемистость
Замер приемистости на каждом из режимов проводят путем закачки не менее 2 м3 воды. Причем перед начальным замером в пласт должно быть закачано не менее 6 м3 воды. Если точки ложатся на прямую, то проводят четвертый замер при давлении, превышающем еще на 30 %, но не более 150 атм. Если четвертая точка ложится выше прямой, то это говорит о раскрытии микротрещин, и технологический процесс закачки при этих давлениях осуществлять нельзя. Если точка ложится ниже прямой, то призабойная зона загрязнена. Необходимо проведение глино-кислотной или соляно-кислотной обработки, иначе при закачке компонентов ВДС мгновенно будет расти давление. [1]
Замеры приемистости пластов после их разобщения и закачки воды в каждый пласт под различным давлением показали, что пласты, ранее не участвовавшие в разработке ( см. табл. 30), начинают принимать воду в значительных количествах. Это может быть объяснено следующим. [2]
Замеры приемистости пластов после их разобщения и закачки воды в каждый пласт под различным давлением показали, что пласты, ранее не участвовавшие в разработке, начинают принимать значительное количество воды. [3]
Производят замер приемистости агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой скважины по воде на 3 — х режимах при давлении, равном рабочему давлению закачки и / — 10 атм от рабочего давления закачки. [4]
Производят замер приемистости от агрегата ЦА-320 на 3 — х режимах при давлении, равном рабочему давлению закачки и / — 10 атм от рабочего давления закачки. [5]
При исследовании РГД замер приемистости скважины и изучение ее распределения по толщине пласта начинают через 2 — 2 5 ч после спуска прибора в скважину и пуска ее под закачку. За это время не достигается установившегося режима закачки и замеряемая абсолютная величина приемистости оказывается несколько завышенной, что вносит и некоторое искажение в регистрируемый при этом характер распределения закачки по г — тцине пласта. Однако для установления перетока воды в непродуктивные пласты и интервалов нарушения обсадных колонн указанные ошибки не существенны. [6]
Перед началом закачки производят замер приемистости скважины на трех режимах работы агрегата. [8]
Обработка большого фактического материала по замерам приемистости и дебитов скважин показывает, что в условиях переслаивания пород различной проницаемости во вскрытой части продуктивных разрезов работает преимущественно от 20 до 45 % эффек. [9]
Скважину отключают от нагнетательной линии ППД и производят замер приемистости на трех режимах работы насосного агрегата для снятия индикаторной кривой в упрощенном режиме. [10]
Если число пластов над пакером или под ним больше двух, то для замера приемистости каждого пласта при разных режимах нагнетания оборудование из скважины извлекается; приемистость при этом замеряется глубинным расходомером. [11]
Чаще всего каждая нагнетательная скважина имеет самостоятельный водовод от КНС, что позволяет обеспечивать индивидуальный замер приемистости каждой нагнетательной скважины. Водоводы от КНС до нагнетательных скважин работают под высоким ( до 25 мГТа) давлением, изготавливаются чаще из цельнотянутых труб диаметром 89 и 102 мм, укладываются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания грунта. Расход жидкости замеряется центролизованно на распределительной гребенке КНС с помощью диафрагменных счетчиков высокого давления. [13]
При исследовании некоторых нагнетательных скважин также иногда наблюдаются спады ординат записи расхода при переходе от замера приемистости п пластов к замеру суммарной приемистости га 1 пластов. Это обстоятельство побуждает более критически относиться к тем замерам по эксплуатационным скважинам, по которым были отмечены перетоки. На некоторых из этих скважин ( 357, 116 и др.) перетоки мало вероятны, так как отмеченные дебитомером поглощающие пласты имеют крайне низкие коллекторские свойства. [14]
При совместно-раздельной закачке воды в два или более пластов обвязка устья должна иметь диафрагмы для замера приемистости каждого объекта нагнетания переносным дифференциальным манометром. [15]
Источник
Исследование нагнетательных скважин
Исследования скважин и пластов с помощью гидродинамических, термодинамических и геофизических методов по данным о величинах дебитов (приемистости) жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относятся к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты (приемистость), давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).
В настоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие методы исследования скважин и пластов.
Гидродинамические методы: а) исследования скважин при установившихся режима работы (исследования на приток);
б) исследования скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);
в) исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие – реагирующими), этот способ иногда называется гидропрослушиванием;
г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта;
д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.
Термодинамические методы: определение профиля притока (поглощения) нефти (воды) и газа по разрезу пласта с помощью калориметрического эффекта.
В НГДУ “Лениногорскнефть” проводятся следующие виды исследовательских работ нагнетательных скважин:
1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн,
применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии.
2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на КНС.
3) Замер устьевых давлений.
4) Определение забойных давлений.
5) Определение пластового давления.
6) Исследования профиля приемистости глубинным расходомером.
Контроль за техническим состоянием эксплуатационной колонны осуществляется одним из методов ГИС не реже 1 раза в 4 года. ГИС включает в себя: термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и др.
Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится при обнаружении резкого снижения устьевого давления или увеличения приемистости одним из методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновым индикаторным методом.
Учет суточных объемов закачки воды производится на КНС с помощью счетчиков типа СВУ и др. типов. Данные о расходе воды на КНС передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ППД через каждые 2 или 4 часа. Данные о расходах воды по каждой КНС передаются в центральную инженерно-технологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки. Замер расхода воды в нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц. При отклонениях показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на КНС от установленного технологического режима производится проверка водоводов, арматур и колонны, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачиваемой воды, устраняется выявленный дефект.
Рабочее давление на устье нагнетательной скважины замеряется 1 раз в квартал.
Пластовое давление (статический уровень) определяется 1 раз в полугодие, забойное давление(динамический уровень) – 1 раз в квартал.
Коэффициент продуктивности нагнетательных скважин определяется 1 раз в два года исследованием на установившихся (индикаторные диаграммы) или неустановившихся (КВД или кривые восстановления уровня) режимах отборов или закачки.
Определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин производится путем построения индикаторных диаграмм не менее чем на 3-х режимах закачки лил по кривым восстановления (падения) давления. При наличии в скважине 2-х или более перфорированных пластов исследования проводятся одновременно с замерами профиля приемистости глубинным расходомером.
Исследования скважин глубинным расходомером производится 1раз в год (на скважине с двумя или более перфорированными пластами) и 1 раз в 2 года на скважинах с одним пластом толщиной более 5 м.
При исследовании профиля поглощения, шаг измерений в интервале пластов должен быть не более 0,5 м. Одновременно должны проводится замеры приемистости.
Наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин. Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.
Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте, -газо, -водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте-, водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.
Таблица №2. Виды и объем исследовательских работ
Источник
