Гидродинамические исследования скважин кву
Исследования методом кривой восстановления уровня (КВУ)
Исследования методом КВУ проводятся в нефонтанируемых скважинах после; снижения уровня жидкости в стволе в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.)
Следует различать принципиальные возможности данного метода при регистрации кривой изменения давления непосредственно на забое (КВУз) и пересчетным способом при регистрации вторичных параметров (динамических уровней) на устье (КВУу). По сути, это два принципиально отличных метода с разной информативностью и достоверностью оценок, но исторически относимых к единому методу оценки давления в условиях послепритока (т.е. к «КВУ»).
Таким образом, исследования могут быть выполнены путем регистрации кривой изменения давления на забое скважины во времени (КВУз, штатный режим) и/или регистрации кривой изменения динамического уровня в затрубье на устье (КВУу, экспресс-исследования) .
При исследованиях методом КВУ3 регистрируется непрерывная кривая изменения давления во времени на забое скважины. Если вынос жидкости на устье маловероятен, измерения проводятся при открытом устье. При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполняется синхронная запись кривых изменения во времени забойного, буферного и затрубного давлении. Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при открытом устье, недопустимо.
При исследованиях методом КВУу регистрируются дискретные значения изменения динамического уровня на забое скважины.
Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором при обводненности продукции менее 80%.
Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток. Кратковременные КВУ, длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС как абсолютно неинформативные.
Технология исследования методом восстановления уровня
Исследования методом КВУ проводятся в нефонтанируемых скважинах после снижения уровня жидкости в стволе: в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.)
Исследования могут быть выполнены путем регистрации кривой изменения давления на забое скважины во времени (КВУз. штатный режим) н/или регистрации кривой изменения динамического уровня в затрубье на устье (КВУу, экспресс исследования).
При исследованиях методом КВУ! регистрируется непрерывная кривая изменения давления во времени на забое скважины. Если вынос жидкости на устье маловероятен, измерения проводятся при открытом устье. При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполняется синхронная запись кривых изменения давления во времени забойного, буферного и затрубного давлений.
Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при открытом устье, недопустимо.
При исследованиях методом КВУу регистрируются дискретные значения изменения динамического уровня на забое скважины.
Шаг дискретизации выбирается исходя из следующих требований:
не менее 1-3 мин. при времени простоя скважины до 1 часа;
не менее 5-10 мин. при времени простоя скважины до 3 часов;
не менее 15 мин. при времени простоя скважины до 10 часов;
не менее 1 часа при времени простоя скважины до суток;
1-3 часа в последующем.
Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором при обводненности продукции менее 80%.
Рисунок 1 – Технология КВУу, рост динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и уровня H
Рисунок 2 - Технология КВУз, измерения забойного давления в процессе роста динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и давления P
Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток. Кратковременные КВУ. длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС, как абсолютно неинформативные.
Кривые изменения давления, динамического уровня н дебита во времени при реализации технологий КВУу и КВУз приведены на рис. 1, 2.
Особенности исследований скважин с динамическим уровнем
В рассмотренных ранее случаях алгоритм интерпретации базировался на том, что влияние процесса заполнения ствола скважины (послепритока) существенно сказывается только на ранней стадии цикла исследований. В последующем этот эффект нивелируется и усиливается влияние массопереноса по пласту, что позволяет разделить при интерпретации эффекты притока в скважину и работы пласта. На этом, в частности, основана рассмотренная в предыдущих разделах интерпретация ГДИС в фонтанных и нагнетательных скважинах.
Таким образом, полезно исследовать и малодебитные, непереливающие скважины. Но в последнем случае для этого нужны специальные технологии проведения работ. Необходимо проводить измерения при пуске или при изменении режима (с использованием соответственно подобранного насоса), либо же выполнять измерения в статике при закрытии скважины на забое. Если невозможно обеспечить соблюдение подобных требований, то при формальном использовании методик интерпретации, разработанных для условий малого послепритока, можно получить ошибочные и противоречивые результаты.
Одним из наиболее типичных объектов, где встает обозначенная проблема, являются скважины, исследуемые в процессе роста динамического уровня (механизированного фонда или осваиваемые путем свабирования, компрессирования).
Технология исследования таких скважин включает:
■ получение кривых снижения динамического уровня в стволе при эксплуатации или освоении скважины в затрубье и нкт ,
■ получение кривых изменения во времени забойного ,буферного и затрубного давлений в процессе подъема динамического уровня в стволе.
Величины и определяются на устье скважины.
Забойное давление может быть непосредственно замерено глубинным манометром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и динамического уровня. В соответствии с этим различают две технологии исследований: «КВУ-э» (в основе которой замеры уровня эхолотом) и «КВУ-з» (в основе которой замеры давления на забое в процессе роста уровня). Использование данных эхолота ограничено приближенными оценками дебита и продуктивности, их более глубокая интерпретация весьма сомнительна. Исследования по технологии «КВУ-з» более информативны, В благоприятных условиях результаты таких замеров можно использовать для определения практически полного спектра параметров пласта. Рассмотрим способы интерпретации ГДИС по перечисленным технологиям.
Связь значений давления и дебита в скважинах с динамическим уровнем
Малодебитные скважины с пластовым давлением ниже гидростатического исследуются впроцессе притока жидкости после снижения уровня в стволе. Рост давления в процессе притока отражает как гидродинамические параметры пласта, так и интенсивность притока (дебит пласта). Поведение давления и дебита подчиняется следующим закономерностям.
Пусть dP - изменение давления на фиксированной глубине ниже уровня за время dt, dH - изменение отметки уровня за это же время. Тогда:
,
, (1)
где w - скорость перемещения уровня, q - дебит, S - площадь сечения потока (внутреннего сечения колонны), - плотность флюида. Из (1) следует:
или . (2)
Решая это дифференциальное уравнение, получим:
, (3)
Где коэффициент продуктивности считается постоянным: ,
, (4)
или
, (5)
Величину коэффициента С можно определить из условия: при t=0; откуда следует (где — давление на забое скважины в момент начала подъема уровня). Итак, окончательно:
(6)
.
Это соотношение известно как формула Маскета (Яковлева) и широко используется при обработке КВУ. Следует еще раз подчеркнуть, что в его основе лежит допущение о постоянной величине коэффициента продуктивности, которое соблюдается лишь приближенно. Чем меньше изменение давления (дебита) во времени, тем точнее это приближение. На начальной стадии восстановления уровня непосредственно после резкого изменения депрессии на пласт использование подобных соотношений чаще всего недопустимо.
Экспресс-оценка дебитов и давлений позамерам динамического уровня
Экспресс-оценка давлений по замерам динамического уровня
Аналогичные расчеты для добывающих скважин с большим газосодержанием продукции выполняются с помощью специализированных алгоритмов с использованием эмпирических зависимостей, учитывающих различие в расходных содержаниях газовой и жидкой компонент - эффект проскальзывания легкой фазы. Основной недостаток подобных алгоритмов состоит в том, что в них в качестве входных данных присутствуют параметры, достоверной информации о которых, как правило, нет. Существуют методики «обучения» расчетных зависимостей, позволяющие определить неизвестные параметры путем сравнения результатов прямых измерений и расчетов в контрольных скважинах. Но даже при этом не всегда удается добиться приемлемой точности расчетов. То есть необходимо в ответственных случаях отказываться от косвенных оценок забойного давления по уровню в пользу их непосредственного измерения. В случае же использования замеров уровней нужно четко понимать, что достоверность подобных расчетов при сложном составе продукции скважины, как правило, невысока.
Экспресс-оценка дебитов по темпу изменения забойного давления во времени
Для расчета дебита по темпу изменения забойного давления применяется соотношение (2). Формула используется с параметрами НКТ или затрубья в зависимости от того, по какому пространству рассчитывается дебит в конкретной скважине. Результаты подобного расчета представлены на рис. 3.
Рисунок 3 – Оценка дебита по темпу изменения забойного давления во времени в комплексе «ГидраТест»: 1- кривая давления; 2,3,4,5 – результаты расчета при различных сглаживающих фильтрах.
Достоверной оценки, как правило, удается добиться, если сжимаемость флюида невелика и этим параметром можно пренебречь. Еще один недостаток указанного способа расчетов состоит в том, что необходимо знать величину плотности поступающей в ствол смеси. Достоверные данные о плотности удается получить лишь в скважинах, работающих однофазной продукцией (чистой водой или чистой нефтью с небольшим газовым фактором).
При притоке в ствол водонефтяной смеси точность оценки дебита снижается вследствие того, что из-за малодебитности таких скважин смесь флюидов в стволе имеет пробковую структуру потока. В этом случае скорости движения фаз отличаются друг от друга, плотность заполнителя ствола сильно меняется по глубине и перестает соответствовать плотности поступающей в ствол продукции.
Наличие в продукции газа усиливает названный эффект. Кроме того, начинает сказываться изменение по глубине и во времени сжимаемости заполнителя ствола. В этом случае достоверность количественной оценки дебита резко снижается.
Оценка расходной плотности по кривым изменения во времени забойного давления и динамического уровня
Итак, возможны количественные оценки параметров состояния скважины, как по величине забойного давления, так и по величине динамических уровней.
Результаты совместных (синхронных) замеров забойного давления и положения уровня могут быть полезны для приближенной оценки состава притекающего флюида. Исходные данные в этом случае обрабатываются следующим образом.
■ Определяется темп изменения давления во времени по формуле:
, (11)
■ В том же временном интервале определяется темп изменения абсолютной отметки уровня во времени по формуле:
, (12)
■ Оценивается расходная плотность смеси притекающих флюидов по формуле:
, (13)
где - ускорение свободного падения.
■ Оцениваются дебиты по компонентам (вода, нефть):
- дебит воды:
, (14)
- дебит нефти:
, (15)
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 6676;
Похожие статьи:
poznayka.org
Метод кривой восстановления уровней (КВУ)
Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipisicing elit. Animi architecto eveniet omnis reprehenderit. Accusantium delectus dicta dolor dolorem, ex excepturi fugiat id ipsa iure maxime numquam optio porro quasi, sunt.Метод кривой восстановления уровней (КВУ)
Метод кривой восстановления уровней (КВУ)
применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями). Проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток и подъем уровня в стволе скважины. Изменение давления в основном определяется подъемом уровня за счет продолжающегося притока жидкости из пласта. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП).
Особенности:
- длительность регистрации КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины;
- как правило, параллельно проводят замеры статического и динамических уровней раздела газожидкостных фаз флюида;
- при вызове притока свабированием в скважинах с прогнозируемыми высокими дебитами следует использовать автономные приборы;
Основными параметрами, получаемыми по кривой притока, являются:
- пластовое давление;
- коэффициент продуктивности;
- дебит скважины.
Демидов Константин Александрович Начальник КИП-2 телефон: 8 (34667) 4-43-42 [email protected]
Вопросы и ответы
Вопросов пока нет
Задать вопрос
www.kngf.org
Гидродинамические исследования
Гидродинамические исследования
Исследование скважин на установившихся режимах (методом ИД) проводится как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах, в том числе в условиях образования незакрепленной техногенной трещины автоГРП.
На добывающем фонде исследование (ИД нефт) проводится минимум на трех режимах работы скважины. В ходе исследования ведется контроль за изменением забойного давления (или динамического уровня) и дебита скважинной продукции. Исследования проводятся, как на механизированном фонде (смена режима работы осуществляется за счет изменения частоты работы насоса), так и на фонтанирующем фонде (смена режима работы осуществляется при помощи штуцирования). ИД нефт позволяет сократить потери в добыче по сравнению с исследованиями на неустановившихся режимах, так как проводится в работающей скважине. ИД на добывающем фонде позволяет определить пластовое давление на радиусе исследования и коэффициент продуктивности скважин.
На нагнетательном фонде исследование (ИД нагн) проводится минимум на трех режимах. При этом в условиях образования незакрепленных трещин автоГРП рекомендуется проводить минимум шесть режимов, по три режима до и после смыкания незакрепленной трещины. Смена режима работы осуществляется при помощи штуцирования. ИД на нагнетательном фонде позволяет определить пластовое давление на радиусе исследования, коэффициент приемистости, наличие незакрепленной трещины автоГРП. В случае диагностирования автоГРП также определяются давление смыкание трещины и коэффициент приемистости до смыкания.
Исследование скважин на неустановившихся режимах (методом КВУ, КВД, КПД) в том числе на низкопроницаемых коллекторах и месторождениях со сложной геологической структурой.
На добывающем фонде проводятся исследования методами КВД или КВУ путем остановки скважины с регистрацией изменения давления или динамического уровня в скважине соответственно. По результатам исследования определяется средняя проницаемость коллектора в зоне дренирования, состояния призабойной зоны (скин-фактор), коэффициент продуктивности и пластовое давление. В условиях диагностирования на скважине ГРП дополнительно определяются параметры трещины ГРП (полудлина xf и проводимость трещины Fc). При проведении более длительного исследования существует возможность определить расстояние до границ пласт, непроницаемых разломов или радиус зоны дренирования.
На нагнетательных скважинах проводятся исследования методом КПД путем остановки скважины с регистрацией изменения давления в скважине. По результатам исследования определяются средняя проницаемость коллектора в зоне дренирования, состояния призабойной зоны (скин-фактор), коэффициент продуктивности и пластовое давление. В условиях диагностирования на скважине ГРП дополнительно определяются параметры трещины ГРП (полудлина xf и проводимость трещины Fc). В условиях образования трещин автоГРП, с продолжительным линейным режимом притока к скважине, существует методика повышения достоверности и уменьшения длительности исследования методом КПД.
Проведение исследований методом гидропрослушивания, импульсные тесты:
Гидропрослушивание проводится на двух и более скважинах. Суть метода заключается в наблюдении за изменением характера работы реагирующих скважин, обусловленным изменением режима работы возмущающей скважины. Исследование позволяет определить наличие гидродинамической связи между скважинами, а также источники обводнения добывающих скважин. Определение источника обводнения добывающей скважины является важной задачей разработки, решение которой, при проведении дополнительного комплекса ГТМ, позволяет увеличить нефтеотдачу. Компания имеет опыт в планировании и проведении таких исследований на низкопроницаемых коллекторах, осуществляет полное сопровождение работ от подбора кандидатов и написания плана работ до выдачи заключений.
Гидродинамические исследования скважин при мини ГРП:
При проведении миниГРП осуществляется прослеживание изменения динамики забойного давления с помощью глубинного манометра и замер расхода жидкости на устье. Исследование позволяет определять начальное пластовое давление и давление смыкания трещины. При этом, не требуется длительной остановки, и соответственно, большой потери добычи, как при исследованиях на неустановившихся режимах работы.
ugs-gd.ru
Методы гидродинамического контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений КПД КВД КСД КВУ Установившимся режимом работы скважины
XXX. Западная Сибирь
Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КПД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации
ПодробнееТехническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Техническое задание 1. Наименование работ Разработка программного обеспечения по интерпретации индикаторных исследований при многостадийном гидравлическом разрыве пласта (МГРП) на горизонтальных
ПодробнееCreated with Print2PDF. To remove this line, buy a license at:
Статические параметры скважины определены трижды: перед пуском скважины через сменные штуцеры, после работы скважины через шт. 6 мм при прямом ходе ИД, а также, после работы скважины через шт. 6 мм при
ПодробнееXXX. Западная Сибирь
Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КВД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации
ПодробнееА.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть»)
Оценка параметров трещиноватых коллекторов по данным ГДИ и глубинных измерительных комплексов А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») Разработка нефтяных месторождений Татарии в карбонатных коллекторах
Подробнее2.1 Краткая теория вопроса
Стр. 1 из 6 29.11.2012 19:49 Главная Введение Учебное пособие пособие к практ.занятиям 1. Методические указания к выполнению лабораторных работ 2. Лабораторная работа 1. Исследование прямолинейно-параллельного
ПодробнееА.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть»)
Изучение возможности применения анализа динамики дебитов и забойных давлений скважин ОАО «Татнефть» для определения фильтрационных параметров пласта А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее
ПодробнееФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА
Подробнее/\Р = 0,00074Q + 0, Q2.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ Проведенные исследования скв... нефтяного месторождения имели целью определения текущей продуктивной характеристики скважины, а также определения пластового давления по индикаторной диаграмме.
ПодробнееВ.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)
Повышение эффективности разработки низкопроницаемых турнейских отложений многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием на примере участка Бавлинского месторождения В.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)
ПодробнееИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
УДК 61.65.91 ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Аб.Г.Рзаев 1, Г.А.Гулуев 1, А.М.Абдурахманова 1, С.Р.Расулов 2 ( 1 Институт систем управления НАНА, 2 Азербайджанский государственный университет нефти и
ПодробнееПрограммное обеспечение «Мониторинг ТРАСС»
Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС» для интерпретации индикаторных трассерных исследований, формирования и работы с базами данных НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПО «Мониторинг ТРАСС» Назначение:
Подробнееотзыв 1. Актуальность темы диссертации
отзыв официального оппонента по диссертационной работе Бадертдиновой Елены Радитовны на тему: «Методы решения прямых и обратных задач нефтегазовой гидромеханики и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми
ПодробнееНефтегазовое дело, 2006
УДК 5.56:57.868 РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОМ НАГРЕВЕ Хайдар А.М. Башкирский государственный университет Приведены результаты теоретических исследований возможности
ПодробнееВ.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ»,
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
ПодробнееЕдиная геомеханическая модель
Единая геомеханическая модель 2019 Предисловие В гидродинамическом симуляторе геомеханические процессы аппроксимируются посредством изменения порового объема под действием сжимаемости как постоянного параметра,
ПодробнееФИЗИКА ПЛАСТА СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
ВВЕДЕНИЕ Настоящая программа предназначена для подготовки к вступительному экзамену в аспирантуру по специальности 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". Программа составлена
ПодробнееИ.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть»)
Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в кизеловском горизонте 6 блока Бавлинского нефтяного месторождения И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее время особую актуальность
ПодробнееВычислительные технологии Том 2, 6, 1997
Вычислительные технологии Том 2, 6, 1997 ПОСТРОЕНИЕ КВАЗИАНАЛИТИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ О ФИЛЬТРАЦИИ ОДНОРОДНОЙ ЖИДКОСТИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ И ЕГО ПРИМЕНЕНИЕ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ФОРМУЛЫ ПРИТОКА К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ
Подробнееdocplayer.ru
