Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

Скважины здесь расположены по возрастанию проницаемости. Из таблицы хорошо видно, что именно при очень малых проницаемостях формируется вокруг скважины зона с улучшенными фильтрационными характеристиками. По мере увеличения проницаемости пласта в скважинах, его вскрывающих, наблюдается снижение фильтрационных характеристик призабойной зоны по сравнению с удаленной. Скин-фактор меняет знак с минуса на плюс.

Известным способом оценки состояния призабойной зоны скважин, в том числе и оценка качества вскрытия продуктивного пласта, является определение величины скин-фактора, коэффициента совершенства и приведенного радиуса скважины по данным гидродинамических исследований методом восстановления давления.

Можно предложить способ оценки состояния призабойной зоны, преимущество которого заключается в его наглядности и возможности определять потенциальный коэффициент продуктивности в случае ухудшенной призабойной зоны без проведения дополнительных расчетов. Чтобы использовать этот способ, необходимо иметь результаты исследований скважин, позволяющих независимо друг от друга определить коэффициент продуктивности и гидропроводность пласта. Первый параметр в большей степени зависит от состояния призабойной зоны, второй характеризует удаленную часть пласта, не подверженную воздействию от каких-либо технологических процессов, проводившихся в скважине.

На рис.4.5 1 приведен график, построенный по результатам исследований добывающих скважин и показывающий взаимосвязь фильтрационных характеристик удаленной части пласта и призабойной зоны. График построен в билогарифмических координатах. По оси абсцисс откладываются значения гидропроводности удаленной части пласта, определяемые по кривым восстановления давления. По оси ординат откладываются значения коэффициента продуктивности по тем же скважинам, но определенные по данным других исследований: по КВУ или по индикаторным диаграммам. На величину коэффициента продуктивности кроме гидропроводности пласта значительное влияние оказывает состояние призабойной зоны. Линиями 1 и 2 на рис.4.5 1 ограничена область, в пределах которой скин-фактор равен 0, т.е. параметры призабойной и удаленных зон пласта равны между собой. Линия 1 рассчитана при радиусе контура питания К-к = 50 м, линия 2 - К-к = 500 м.

Скважины, попадающие ниже линии 2, имеют ухудшенную призабойную зону. Именно на этих скважинах необходимо в первую очередь проводить гидроразрыв пласта. Скважины, расположенные выше линии 1 имеют улучшенную призабойную зону. На этом рисунке нанесен ряд скважин, на которых ГРП уже проводился. Скважины до и после ГРП показаны одинаковыми номерами, но после ГРП номер поставлен со штрихом. Наглядно видно, что в результате ГРП гидропроводность удаленной части пласта не меняется, но возрастает коэффициент продуктивности. Это показано стрелками. Причем, увеличение коэффициента продуктивности происходит даже в том случае, когда призабойная зона до ГРП не была ухудшенной.

Пользуясь рис.4.5 1, как номограммой, можно прогнозировать потенциальный коэффициент продуктивности, как минимум, до случая равенства параметров призабойной и удаленной частей пласта. Так, например, в скважине 3100 при довольно высокой гидропроводности 9,4 д см/спз получен коэффициент продуктивности 0,24 мЗ/сут ·ат. Проводя от точки с этими координатами вертикаль до пересечения с областью между линиями 1 и 2, получаем величину коэффициента продуктивности, соответствующую случаю не ухудшенной призабойной зоны. Эта величина в три раза превышает фактическое значение коэффициента продуктивности. Следовательно, после обработки призабойной зоны с целью улучшения ее состояния хотя бы до уровня параметров удаленной части пласта дебит скв.3100 при этой же депрессии можно увеличить как минимум в три раза.

Рисунок 4.5.1 Сопоставление фильтрационных параметров призабойной и удаленной зон пласта. Приобское месторождение

План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале 2558-2570м.

Цель работ: вторичное вскрытие продуктивного интервала, обработка призабойной зоны, освоение скважины эжекторным насосом с попутными гидродинамическими исследованиями.

I. Геолого-техническая характеристика.

1 Э/колонна-168-146мм.

Опрессована на давление -атм.

Искусственный забой - м.

Интервал перфорации 2558-2570м.

Пластовое давление - атм.

II. Порядок проведения работ:

1. Ознакомить бригаду КРС с планом работ;

2. Промыть скважину водой 1.08 г/см3 объемом 30м3 со спуском НКТ до забоя. Поднять НКТ на поверхность;

3. Провести скреперование колонны в интервале посадки пакера 2450-2490 м;

Завести оборудование (УЭОС-4) и реагенты;

Спустить компоновку УЭОС-4 в скважину согласно схемы:

воронка - ниже продуктивного пласта;

хвостовик - НКТ 2.5ґґ;

пакер ПВМ-122-500

одна труба НКТ 2.5ґґ;

УЭОС-4;

НКТ-2.5ґґ-до устья.

При спуске компоновки внутренний диаметр НКТ проконтролировать шаблоном диаметром 59мм, длиной 500м. Резьбовые соединения между пакером и УЭОС-4 уплотнить лентой ФУМ.

Установить фонтанную арматуру и лубрикатор. Все резьбовые переводники и фланцы, используемые при установке план-шайбы, фонтанной арматуры и лубрикатора, а также фонтанную арматуру и лубрикатор проконтролировать шаблоном диаметром 59мм, длиной 500мм.

Для проведения технологического процесса на скважине необходимо иметь:

цементировочный агрегат ЦА-320;

емкость для нефти 25м3;

пресную воду в объеме 5м3;

емкость 15 м3 (тщательно очищенную);

оборудование для кислотной обработки;

ППУ;

кислота соляная 12% -5м3;.

Расставить технику и оборудование согласно схемы. Опрессовать нагнетательные линии на давление 150атм.

Перфорацию проводить на воде плотностью не менее 1.05 г/см3.

Поднять воронку до глубины 2520м., установить пакер;

Произвести привязку интервала перфорации. С помощью работы ЦА-320 и УЭОС-4 создать депрессию 5мПа. (не более 15% от величины пластового давления). Значение величины депрессии согласовать с заказчиком. Перфорировать пласт зарядами ЗПК-42С в интервале 2558-2570м. плотностью 12 зарядов на метр.

Закрыть скважину и провести фоновые измерения комплексным скважинным прибором КСА Т7.

Спустить прибор ниже интервала перфорации, с помощью УЭОС-4 создать заданную величину депрессии, при которой провести комплекс измерений параметров работы пласта.

Извлечь скважинный прибор на поверхности и с помощью каротажного подъемника доставить в устройство УЭОС-4 вставку КВД с автономным манометром. Работой ЦА-320 создать максимально допустимую величину депрессии и поддерживать ее в течение шести часов.

Остановить работу ЦА-320 и произвести регистрацию КВД в течение шести часов. Извлечь вставку на поверхность.

В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямого и обратного хода при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.

В случае слабого притока, провести реагентную разглинизацию ПЗП по технологии ООО "Сервис-нафта". Установить воронку на глубине 2580 м. В 5 м3 пресной воды (500) растворить 400 кг реагента-разглинизатора и закачать приготовленный раствор в НКТ при открытой затрубной задвижке. Далее в НКТ закачать 4,3 м3 воды для установки реагента и интервале пласта. Продавить реагент в пласт водой в объеме 2 м3 и давлением на агрегате не более 100 атм при закрытой затрубной задвижке. В случае отсутствия приемистости дренировать пласт путем последовательного повышения и понижения давления 10-15 раз. Закрыть скважину для прохождения реакции на 12-14 часов.

Промыть скважину обратной промывкой водой плотностью 1.08 г/см3 в объеме 25м3 для удаления продуктов реакции.

В НКТ закачать 5м3 12% соляной кислоты при открытой затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг. Стабилизатора глин. Закачать В НКТ 4.3м3 воды для установки кислоты в зоне перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в объеме 2 м3. Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов.

Промыть скважину водой в объеме 20м3 через затрубное пространство для удаления продуктов реакции.

Приподнять компоновку и установить воронку НКТ на глубине 2520м. Произвести пакеровку и опрессовать пакер давлением 80 атм. обратной циркуляцией через затрубное пространство.

С помощью ЦА-320 и устройства УЭОС-4 снизить забойное давление до расчетных значений и вызвать приток из пласта. Работу проводить до полного удаления продуктов реакции и стабилизации притока из пласта.

В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямым и обратным ходом при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.

В случае слабого притока повторить пп.12-15

Заглушить скважину и поднять НКТ. Дальнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по испытанию скважины. Примечание: Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса номиналом не более 100мм. В случае отсутствия технической возможности проведения работ с помощью УЭОС-4 (невозможность постановки пакера, поломка ЦА-320 и др.), работы по освоению скважины и достижению запланированной депрессии проводить методом свабирования.

5. Экономическая часть

5.1 Определение стоимости проведения гидродинамического исследования

Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст - эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты времени на переезды исследований от базы ЦНИПР до куста (места исследований) и протяженность такого переезда. Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты ЦНИПРом организации, поставляющие спецмашины (Газ - 71, Газ - 66) для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам.

В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров - средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно - заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц.

В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, числящиеся в УТТ.

Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.

Нормы времени на переезд 1 км с грузом по местности: (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемом до 20 градусов, речная пойма) соответственно равна 22 минутам к 0,027 часа.

Часовая тарифная ставка для оплаты труда рабочих, применяемая в НГД ЮН, для операторов по исследованию скважин Приобского месторождения в зависимости от квалификационных разрядов распределяется следующим образом:

Таблица. Часовая тарифная ставка по разрядам

0,79 коэффициент на вредные условия. Тарифы на автомобили принятые в НГДУ ЮН для оплаты организации (УТТ) предоставляемые автомобили и водителей передвижных лабораторий числящиеся в УТТ, приведены в таблице:

Таблица.Тарифы на автомобили

Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем по Приобскому месторождению принимаем равным 100 км в один конец. Методика расчета. Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований.

Тобщ. =Т пр. + Т иссл. (5.1)

Где: Т иссл. - норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора.

Тпр. - время затраченное на переезд от базы до скважины

Т пр =T•2•S (5.2)

Тпр=0,027•2•100=5,4

Где: S - путь в 1 конец (км);

Т - норма времени на 1 км.

Теперь определяем стоимость проведения гидродинамических исследований:

С общ. = С пр. + С иссл. (5.3)

Собщ=315•1,68+11000,134

С иссл. =Т ст1 ·Т общ. + Тст2 · Тобщ. (5.4)

Сисл=21,672•282+17,585•278=11000,134

где: Сиссл - сумма затраченная для оплаты операторов (как правило исследование проводят 2 оператора 4 и 6 разряда

Т ст1 - часовая тарифная ставка оператора 6 разряда

Т ст2 - часовая тарифная ставка оператора 4 разряда

Тст1=12,04•1,8=21,672

Тст2=9.77•1,8=17,586

С пр. = Т ст1 · Т общ., (5.5)

Спр=Тст2•Тобщ

где С пр. - сумма затраченная для оплаты организации предоставляющую машину

Т ст. - часовая тарифная ставка для оплаты за аренду машины.

Спр=21,672•36,72=795,80

Спр=17,586•36,72=645,76

Расчет затрат на исследование

Определяем время затраченное на замер забойного давления при фонтанной эксплуатации

Тобщ=Тпр+Тиссл. =5,4•6,8=36,72

2. Определяем стоимость этого замера на авто Газ - 66

Собщ = Спр + С иссл. =209+71,7=281

Расчеты по определению стоимости проведенных всех остальных гидродинамических исследований аналогично, результаты снесены в таблицу №5.1

Таблица № 5.1

5.2 План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале 2558 - 2570 м

(АС-11).

Цель работ: вторичное вскрытие продуктивного интервала, обработка призабойной зоны, освоение скважины эжекторным насосом с попутными гидродинамическими исследованиями.

1. Геолого - техническая характеристика.

1. Э/колонна - 168/146 мм.

2. Опрессована на давление атм.

3. Искусственный забой - м.

4. Интервал перфорации 2558 - 2570 м.

5. Пластовое давление атм.

2. Порядок проведения работ.

6. Охрана окружающей среды и недр

6.1 Характеристика месторождения как источника загрязнения окружающей среды

Работа по охране окружающей среды проводилась согласно "программы природоохранных мероприятий по дирекции ОМНГ на 2001 год", утверждённой главным инженером ДОМНГ и согласованной с инспектирующими органами.

По состоянию на 01.01.2001 г. на балансе ДОМНГ имеются трубопроводы общей протяжённостью - 236,9 км,

водоводы - 19,9 км,

10 кустовых площадок,

1 мультифазная насосная станция,

1 полигон по размещению и утилизации промышленных отходов в районе к.117 Приобского месторождения (левый берег). В 2001 году в Дирекции ОМНГ зарегистрирована 1 авария на нефтесборном коллекторе диаметром 720 мм ДНС-1 Приобское месторождение - ЦПС Приразломное. Для ликвидации разлива нефти была привлечена нефтесборная техника, находящаяся на балансе ДОМНГ. Загрязненные нефтью земли после аварии были рекультивированы земли в объеме 0,08 га.

В 2001 году отделом были разработаны следующие документы:

Регламент приемки и размещения отходов в местах временного хранения на территории Приобского месторождения;

Положение о производстве работ на территории лицензионного участка Приобского месторождения нефти и газа.

ЗАО "Экопроект" г. Санкт-Петербург представлена работа по оценке современного состояния территории Приобского месторождения, в котором представлены результаты анализов исследований по воде, воздуху, почве, донным отложениями за 1999 - 2001г.

В течении года работали две установки по сжиганию ТБО, которые были установлены на правобережной части Приобского месторождения в районе карьера № 3, ООО ЮНПБС изготовлено 20 контейнеров для сбора ТБО, утилизировано 672 м3 ТБО.

Частным предпринимателем Илюченко на очистные сооружения пгт. Пойковский было вывезено 999 м3 сточных вод.

В течении года ежемесячно отбирались пробы бассейновых, грунтовых и артезианских вод, а также пробы грунта, бурового шлама и атмосферного воздуха с территорий кустовых площадок, ДНС, КИС Приобского месторождения. За год было отобрано 325 проб на сумму 1452,0 тыс. руб. В 2001 году НЦГСЭН на территории Приобского месторождения был проведен радиационный контроль на 19 объектах, где было отобрано 185 проб.

За нарушение закона "Об охране окружающей среды" на территории Приобского месторождения, инспектирующими органами были предъявлены штрафы на сумму 101,5 тыс. руб.

Плата за выбросы вредных веществ от стационарных, передвижных источников, размещение отходов в отчётном году составила 36274,667тыс. руб., из них 33 960, 960 тыс. рублей за буровой шлам.

Для решения проблемы утилизации отходов бурения и нефтесодержащих отходов в 2001 году закуплены 3 установки по их переработке, разработанные:

НПО " Бурение", г. Краснодар;

ООО " ЭТТ"; г. Санкт-Петербург;

ООО "Природа" г. Усинск.

В октябре - декабре 2001 года ОАО "ГипроТюменьнефтегазом" был выполнен проект привязки установок ООО " ЭТТ", ООО "Природа" к местности на полигоне к.117.

Установка НПО "Бурение" была запущена на 207 кусту Приобского месторождения 10 октября, но проработав 10 дней, она не вышла на рабочую мощность, часть деталей вышла из строя. Затем установка была передана на реконструкцию.

Выполнены следующие формы статотчётности:

2 ТП - "воздух";

2 ТП "водхоз";

2 ТП токсичные отходы";

4 ОС.

6.2 Освоение и гидродинамические исследования скважин

Перед проведением освоения и исследования нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин должен быть составлен план работы, утвержденный техническими руководителями предприятия-заказчика и предприятия, уполномоченного на проведение этих работ.

В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.

С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин.

К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов.

Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления.

Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.

К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.

Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.

Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система.

Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.

В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.

При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечен условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.

На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:

постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;

круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:

природного или попутного нефтяного газа;

двух - и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;

инертных газов;

жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.

Использование воздуха для этих целей запрещается.

Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.

Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.

Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть к коррозионностойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.

Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.

Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.

По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода", утвержденной Госгортехнадзором СССР от 12.10 89г.

По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.

7. Специальная часть

7.1 Особенности геологического строения Приобского месторождения

Важнейшей особенностью в геологического отношении является приуроченность месторождения к зоне тектонического разлома, что доказывается повышенным геотермальным градиентом, повышенным газовым фактором по сравнению с соседними месторождениями. Также отмечается наличие тектонических трещин в керновом материале. Геологическое строение продуктивных пластов АС11 представленное керновым материалом не соответствует сданными геофизических исследований, что в силу объективных причин характерно для всего месторождения. Объективные причины - принятый шаг квантования-02м., строение пластов 1ч5см., песчаник нефтенасыщенный + 1ч5см. аргелитов дают результат всю ш

квантования песчаник нефтенасыщенный. В силу указанных причин при разработке месторождения необходимо контролировать вторичное вскрытие продуктивных пластов, контроль отбора флюидов и закачки вод, так как в практике разработки месторождений, находящихся в зоне разломов не резко развивались негативные процессы, связанные со смещением, разформированием залежей, возникновением зон перетоков глубинных вод и обводнением продукции.

В связи с этим возникает необходимость контроля за разработкой методами геофизических исследований скважин и гидродинамических исследований скважин. В методы гидродинамических исследований скважин входят контроль за изменением пластовых давлений, контроль за обводненностью продукции и за продвижением нагнетаемых вод в пласте, количественный анализ отбора и закачки.

Особенности разработки Приобского месторождения связаны с тем, что эксплуатируемые скважины сразу после вторичного вскрытия подвергается гидроразрыву. Предположительно трещина распространяется по высоте на 30-35м. и простирается на расчетную длину в 50-200м. Но судя по строению пласта переслаивали песчаников через мощностью симо от 10 см до 1 см бурых нефтенасыщенных с аргелитами песчаников

Можно предположить, что вторичное вскрытие пласта плотностью перфорации (10-20) отв/м не сможет создать благоприятные условия для раскрытия и развития трещины. А существенное увеличение дебита скважины связано с переэксплуатацией верхней части продуктивного пласта АС11, по всей видимости задействуя сеть первичных тектонических трещин.

В этом случае характеристикой трещины может служить соотношение проектной и реальной высоты трещины, а длину ее распространения можно предположительно вычислить из соотношения объема трещины и е поверхности, единственным инструментом этих исследований являются гидродинамические методы исследования.

В следствии низкой проницаемости пород-коллекторов в эксплуатации скважин с применением гидроразрыва пластов, возникает ситуация связанная с большими дебитами. Это большие депрессии. В результате которых в скважину выносятся продукты разрушения горных пород и продукты разрушения цементного камня и пропант - гранулометрический искусственный заполнитель трещин, расклинив ее как результатом этого является износ оборудования (УЭЦН) уменьшением объема трещины смещение дебитов, поглощение раствора глушения, создание пожароопасной обстановки при смене ЭЦН.

В данной части пояснительной записки предлагается проведение гидродинамических исследований скважин, на требующих дополнительного привлечения технических средств, дополнительных подготовительных и заключительных работ проводимым в настоящее время.

В настоящее время при смене УЭЦН силами УПНП и КРС на Приобском месторождении после проведения глушения скважины и подъема УЭЦН проводится "отбивка забоя" промысловой геофизической партией. В комплекс "отбивки забоя" включается ГК (каротаж естественной г - активности и локатор муфт) для определения текущего забоя. При недостаточном зумпфе <25м приходится промывать забой, а далее производят спуск ЭЦН.

Приборы используемые для отбивки забоя: КСАТ или КСАМ. Это комплексные приборы, позволяющие регистрировать одновременно следующие методы: ГК - гамма каротаж естественного разрушения горных пород, ЛМ - локатор муфт обсадной колонны, НКТ, высокочувствительная термометрия, термокондуктивные дебитометрия, ВГД - влагометрия (% воды в нефти), резистивиметрия (%, концентрация солей во флюиде), барометрия, манометрия (давление). Запись данных параметров можно проводить по точкам на спуске прибора и на подъеме прибора. Таким образом мы видим, что фактически мы используем наименьшую долю информации, хотя регистрируется вся необходимая информация. Выясним, что необходимо внести в методику измерений для получения максимально необходимой промысловой информации.

Для этого воспользуемся методикой, предложенной Каменским Г.Н. для определения коэффициента фильтрации песков.

Рисунок 5.1

Описание работы системы: скважина - пласт - трещина.

Для определенности примем: трещина имеет определенные параметры: h, 2l,у, где h-высота трещины (м), l - протяженность трещины, у-ширина раскрытия трещины.

В следствии низкого пластового давления уровень раствора глушения (обычно техническая вода г=1.03г/см3) будет постоянно падать. Раствор глушения будет заполнять трещину, вытесняя из нее нефть и незначительно фильтроваться в пласт. После заполнения всей трещины раствор будет фильтроваться непосредственно в пласт. На диаграмме в логарифмических координатах это отразится изломом кривой.

Рисунок 5.2

Вводить с учетом закона Пуазейля

Сравнивая полученный коэффициент фильтрации с эмпирическими формулами для определения коэффициента фильтрации по гранулометрическому составу и пористости (поскольку это вполне допустимо, так как пропант имеет строго колиброванный размер и определенную) по формулам Газена

С - эмпирический коэффициент, зависящий от однородности и отчасти пористости грунта, для пропанта С=1200;

d - действующий диаметр, мм

по формуле

n - пористость грунта в долях единицы,

И - суммарная поверхность всех частиц, содержащихся в см3 объема грунта, определяемая по формуле

И=6 (1-n), где

N-число фракций,

a1i - доля фракций, полученных при анализе,

д - средний диаметр фракций, равный

dq - действующий диаметр по Крюгеру, определяемая по формуле:

В качестве первой приближенной модели будем считать, что скорость фильтрации н в каждый момент времени Т будет равна скорости падения уровня жидкости глушения в скважине, где ds - падение уровня за промежуток времени dT.

По формуле Дарси для этого случая можно написать

Откуда

Обозначив ln ( // // // /) через, получим формулу в окончательном виде

Для удобства Г.Н. Каменским составлена таблица 5.1 и график (рисунок 5.1) ряда значений, которой следует пользоваться при выполнении коэффициента фильтрации. Разумеется при проведении расчетов необходимо учитывать t0 фильтрующейся жидкости глушения t0 пласта, выбирая поправочный коэффициент. Необходимо брать из данных по термометрии скважины. Поправку по формуле Цункера при температуре фильтрации воды t0 формула имеет вид, где С - коэффициент формы зерен.

Заниженные значения коэффициента фильтрации по давлению с расчетными уже укажут на то, что высота трещины гидроразрыва не соответствует расчетной, а меньше ее.

Расчет времени восстановления уровня в скважине с момента остановки откачки описывается в методе Харнера.

S-величина восстановления уровня от динамического перед остановкой;

Q - дебит скважин перед остановкой;

T - продолжительность откачки перед остановкой

ф-время восстановления от момента остановки скважины.

уравнение прямой с условным коэффициентом в (рисунок 5)

Метод Хорнера позволяет так же определять отметку статического уровня воды в скважине, не дожидаясь полного заводнения у // // / наблюдений за восстановлением. Для этого прямолинейный участок графика продолжается до пересечения с осью ординат.

Разумеется падение давления в скважине и восстановление давления-зеркально подобны при отсутствии возмущающих скважин и апериодичной закачки. Поэтому теоретически модели "падения уровня - восстановления уровня" подобны, и все расчеты проводятся по падению уровня, где отбивается: первоначальный уровень, отбивка забоя, уровень на подъеме прибора // // //, что позволит определить:

1. параметры жидкости или системы глушения в любой момент времени;

2. время оптимальной смены УЭЦН;

3. оптимальные объемы жидкости или пенной системы глушения, а также ее состав;

4. объем твердой фазы, выносимой из пласта по изменению текущего забоя скважины.

Время дополнительного исследования скважины по отношению к стандартной отбивке забоя увеличится на 50: 200м/час=0.5час=30мин., что вряд ли явится существенным, если учесть, что для полного глушения скважины требуется n·100м3/сут. раствора глушения, для ее последующего извлечения из пласта n·10 час. работы УЭЦН. Нарушение техники безопасности по глушения скважин непредсказуемо по последствиям.

Необходимо отметить, что практически на Приобском месторождении при смене УЭЦН и глушении скважин раствором с=1.03г/см3 после подъема УЭЦН при ГИС отмечались уровни жидкости от 500 до 1800м (в зависимости от депрессии и угла наклона скважины), т. е довольно часто на забое скважины пласта АС2-311 наблюдаются давления 10-12 Мпа, вместо необходимых 25-27 Мпа.

Рассмотрим теперь модель работы пласта, подверженного гидроразрыву при проведении ГИС по " отбивке забоя" и смятию "профиля приемистости" поглощающего интервала.

Наиболее интенсивное изменение температуры будет происходить в зоне активного движения флюида, т. е скважина - пласт, с распространенной в нем вертикальной трещиной. Ниже распространения трещины, движения жидкости не будет и будет происходить быстрее восстановления температуры до естественной. Таким образом мы можем точно выяснить по термометрии и скважинному термометру-дибитометру нижнюю границу распространения трещины.

Дополнительное время исследования с повторением (дублем записи) на спуске прибора составит (50+50) м: 200м/ч=0.5часа, что значительно меньше // // затраченных на // // // // / перфорацию, фрезерование колонны и попытку создать трещину там, где ее развитие невозможно.

Рассмотрим возможность проведения гидродинамических исследований по определению соотношений объемов трещины и площади ее поверхности.

Библиография

1. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов Москва "Недра" 1991

2. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1979, 207с.

3. Технологические схемы разработки Приобского месторождения.1,2,3,4 тома.

Страницы: 1, 2