Методы исследования нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методы исследования нефтяных скважин при установившемся потоке

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Классификация методов исследования по назначению

Геофизические методы исследования

Гидродинамические методы исследования

Скважинные дебитометрические исследования

Термодинамические исследования

Исследование скважин при установившихся режимах

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Существует много методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки тех или иных геолого-технических мероприятий.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

По своему назначению исследования нефтяных скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные.

1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих скважинах и позволяют определить параметры пласта и его продуктивную характеристику; установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым давлениями и температурой; установить режим эксплуатации скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др.

2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа и контроля над разработкой. Такие исследования проводятся также до и после проведения в скважинах интенсификационных или ремонтно-профилактических работ.

3. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик нефти, газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики.

4. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения. К специальным исследованиям относятся комплексные исследования скважин с определением, кроме гидродинамических характеристик, изменения соотношения между газовой и жидкой фазами и их состава при различных гидродинамических и термодинамических условиях; исследования по контролю за положением газоводяного контакта, изучения степени коррозии скважинного оборудования, определения степени истощения отдельных пластов в процессе разработки, изучения влияния влаги и разрушения пласта на производительность скважины и др.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Комплекс геофизических методов основан на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т.е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой.

Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности (микрокаротаж, боковой и индукционный каротаж) позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

Радиоактивный каротаж основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много его разновидностей, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов:

- гамма-каротаж, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку;

- гамма-гамма-каротаж фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности это метода позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

Нейтронный каротаж основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0.5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой.

Акустический каротаж - определение упругих свойств горных пород. При этом виде каротажа в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т.е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и акустический каротаж для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

Кавернометрия - измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т.е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза.

Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту (по тепловому сопротивлению). Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны гидроразрыва пласта и зоны поглощения воды и газа при закачке.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Эта группа методов основана на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившимся или при неустановившимся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит (его изменение) и давление (его изменение). Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы подразделяются на:

- исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм);

- исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

- исследование скважин на взаимодействие (просушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления.

При дальнейшей обработке исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

- пружинные, в которых чувствительный элемент - многовитковая, геликсная, трубчатая пружина;

- пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной;

- пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

СКВАЖИННЫЕ ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Скважинные дебитометрические исследования позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через насосно-компрессорную трубу открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей.

нефтенасыщенный пласт скважина порода

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для определения затрубной циркуляции, определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования, перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Рассмотрим более детально метод исследования скважин при установившихся режимах.

Известна формула радиального притока жидкости к скважине:

,

если , то

Из приведенных формул видно, что дебит зависит от депрессии , которая является независимым аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти формулы, можно обозначить . Таким образом,

или .

Тогда дебит будет равен: . На практике дебит измеряется при стандартных условиях и не в объемных единицах, а в т/сут.

Учитывая усадку нефти, т.е. вводя объемный коэффициент , и плотность нефти при стандартных условиях , а также переходя от секунд к суткам, получим:

.

Введем обозначение

, тогда ,

где: - дебит скважины при стандартных условиях, т/сут;

- коэффициент продуктивности, т/(сут•Па).

Последняя формула получила название формулы притока. Из нее видно, что приток линейно зависит от депрессии или при постоянном давлении на контуре - от давления на забое скважины.

,

т.е. коэффициент продуктивности есть суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии. Подставляя значения и раскрывая значение , можем записать:

Иногда пользуются понятием удельный коэффициент продуктивности , т.е. коэффициент продуктивности, отнесенный к единице толщины пласта. Это позволяет более объективно сопоставлять фильтрационные способности пластов в различных скважинах. Графическое изображение зависимости называется индикаторной линией. Чтобы построить индикаторную линию, необходимо иметь несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления .

Если известно пластовое давление в скважине, то индикаторную линию можно строить в функции депрессии , т.е. . Если пластовое давление неизвестно, то индикаторную линию строят в функции забойного давления , т.е. . Экстраполируя индикаторную линию до пересечения с осью ординат, можно определить пластовое давление как ординату , соответствующую нулевому значению дебита (рис. 1). Экстраполяция индикаторной линии до пересечения с осью дебитов дает величину так называемого потенциального дебита , т.е. дебита при нулевом давлении на забое скважины. Эксплуатировать скважины при по геологическим и техническим причинам практически нельзя, за исключением скважин с обнаженным забоем, работающих в условиях гравитационного режима. Фактические точки , получаемые при исследовании скважины на нескольких установившихся режимах, обычно не ложатся точно на прямую, а дают разброс, иногда значительный. Кроме того, индикаторные линии не всегда получаются прямыми: искривление их в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению со случаем фильтрации, описываемым линейным законом Дарси.

Рисунок 1. Построение зависимости по четырем фактическим точкам

Это объясняется тремя причинами:

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двухфазной (нефть+газ) фильтрации и, следовательно, больше фильтрационное сопротивление.

2. Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.

3. Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

Искривление в сторону оси дебитов объясняется неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков и разными значениями в них пластовых давлений. Это можно пояснить на примере двухслойного пласта. Если пластовое давление в первом пропластке , а во втором - , причем , то при всех забойных давлениях , лежащих в пределах , приток будет только из первого пропластка. При снижении до величины будут работать оба пропластка, т.е. дебит непропорциально возрастет. Если бы в реальных скважинах процессы фильтрации были обратимы, т.е. расход при отборе был бы равен расходу при поглощении в условиях численного равенства депрессии и репрессии, то это не могло бы обусловить кривизну индикаторной линии, так как известно, что алгебраическая сумма линейная уравнений всегда дает результирующее линейное.

Но по целому ряду причин процессы фильтрации необратимы, в частности, потому, что на забое всегда имеются взвесь, илистые и глинистые осадки, которые при возникновении репрессии закрывают поры, т.е. работают как обратный клапан: выпускают жидкость из пласта в скважину и задерживают в обратном направлении. Наличие многих прослоев сглаживает ход результирующей индикаторной линии, плавно загибающейся в сторону оси дебитов.

При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда можно аппроксимировать уравнением: . Это уравнение называют общим уравнением притока. При уравнение описывает прямолинейную индикаторную линию; при - индикаторные линии с искривлением в сторону оси ; при - то же, в сторону оси .

Случай линейной фильтрации является аналогом ламинарному течению жидкости в трубной гидравлике. Ламинарное течение с энергетической точки зрения наиболее экономичное, поэтому в общем уравнении притока больше единицы быть не может. При приток имеет четко выраженное турбулентное течение жидкости, когда коэффициент трения не зависит от числа .

С появлением скважинных дебитомеров удалось установить истинные причины искривления индикаторных линий. При коэффициент в общем уравнении притока теряет свой физический смысл коэффициента продуктивности и превращается просто в коэффициент пропорциональности или в угловой коэффициент.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности может быть найден по любым двум фактическим точкам:

Зная , можно определить гидропроводность :

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии , а по лабораторным данным , можно определить проницаемость в районе данной скважины. Обычно вместо берут половину среднего или средневзвешенного по углу расстояния до соседних скважин. Для одиночно работающих скважин принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.

Итак, в случае аппроксимации криволинейной индикаторной линии двучленной формулой необходимо по фактическим точкам перестроить индикаторную линию в координатах , и далее найти искомые параметры: гидропроводность или проницаемость . В случае фильтрации в пласте газированной жидкости, т.е. при , параметры пласта определяют по формуле установившегося радиального притока газированной жидкости, которая решается относительно искомой :

,

где: и - функции, учитывающие изменение газонефтенасыщенности и фазовой проницаемости для жидкости при изменении давления.

Физическая величина представляет собой ту часть общей депрессии, которая необходима для проталкивания к забою скважины только жидкости. Функция через известные забойные давления вычисляется с помощью специальных аппроксимирующих формул, различных для различных интервалов давлений.

Использование формул установившегося радиального притока для определения гидропроводности пласта дает значения этого параметра, характерные для призабойной зоны пласта, так как в этой зоне происходит наибольшее падение давления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, исследования скважин направлены на решение следующих задач:

* измерение дебитов скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

* измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

* определение (оценка) параметров пластов - гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами гидродинамических испытаний скважин;

* оценка полученных результатов и проверка исходных замеренных данных.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Часть 1: учебное пособие / В.Н. Арбузов; Томский политехнический университет.- Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993.

3. Газиев Г.Н. и Карганов И.И. Эксплуатация нефтяных месторождений. Азнефтеиздат, 1950.

4. Чернов Б.С., Базлов М.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. Гостоптехиздат, 1953.

Размещено на Allbest.ru