Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
191
Рисунок 7.1 – Геолого-геофизическая характеристика коллекторов АВ Самотлорского месторождения
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
192
Контроль технического состояния добывающих скважин
Если объектом исследования является интервал ствола скважины
выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с
целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны,
выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов
заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и
состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины,
положения интервала перфорации, технологического оборудования,
определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата
труб.
Место негерметичности обсадной колонны определяют по
измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного
газа) в интервале, не перекрытом НКТ. Обязательный комплекс
исследований включает измерения расходомером и локатором муфт. В
качестве дополнительных методов используют скважинный акустический
телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения
обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки
обсадной колонны и степени ее коррозии).
Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами
при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам
исследований высокочувствительным термометром, закачкой
радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для
выделения зон вторичного газонакопления.
Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за
эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении
слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют
акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике
сравнительных измерений до, и после проведения изоляционных работ.
Для контроля качества цементирования используется серийно
выпускаемая аппаратура типа «АКЦ». В сложных геолого-технических
условиях обсаженных скважин получению достоверной информации
будет способствовать использование аппаратуры широкополосного
акустического каротажа «АКШ».
Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ,
гидроперфоратора, различных пакерующих устройств), интервала и
толщины отложения парафина, положения статического и динамического
уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя
обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных
методов «НГК», «ННК» или методом рассеянного гамма-излучения
«ГГК».
Геофизические исследования в интервале объекта разработки,
при ремонте нагнетательных скважин.
Проводят для оценки:
герметичности заколонного пространства;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
193
контроля, за качеством отключения отдельных пластов.
Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и
гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов.
Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала
перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям
«ИНМ» при минерализации пластовой воды более 50г/л.
Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления
производительности и приемистости, выравнивания профиля
приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению
замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим
расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения
ремонтных работ.
Для определения состояния интервалов перфорации и контроля,
за состоянием обсадной колонны применяют:
индикатор муфт;
акустический телевизор «CAT»;
индукционный дефектоскоп «ДСИ»;
аппаратуру контроля перфорации «АКП»;
каверномер.
В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые
отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и
насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования
«ИНМ» до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности
проведенных работ.
Оценку результатов проведенных работ проводят в период
дальнейшей эксплуатации скважины, по характеру добываемой
(закачиваемой) продукции и по результатам повторных исследований
после ремонтных работ.
7.5 Гидродинамические методы исследования
Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа
к скважине при установившихся и при неустановившихся режимах ее
работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и
давление, температура или их изменение.
Исследование скважин на взаимодействие заключается в
наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в
одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости или
увеличение закачки, 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.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
194
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.
Подробно данные методы описаны ниже.
Все вышеперечисленные методы исследования скважин и пластов,
за исключением гидродинамических, выполняют специализированные
предприятия.
Это связано, прежде всего, с особой спецификой данной работы,
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 партиями и организациями, имеющими для этой цели
специальный инженерно-технический персонал, оборудование и
аппаратуру.
Гидродинамические методы исследования выполняются
техническими средствами и обслуживающим персоналом
нефтедобывающих предприятий.
В данной главе мы рассмотрим методы исследования скважин и
пластов, которыми занимаются только специалисты цеха научно-
исследовательских работ (ЦНИПР) и специалисты нефтепромысла.
7.6 Определение динамического и статического уровня в
добывающей скважине методом эхометрирования. Расчет забойного и
пластового давления
Эхометрирование – это один из методов определение уровня
жидкости в затрубном пространстве скважины.
Уровень в затрубном пространстве на постоянно работающей
скважине является динамическим и обозначается Ндин (м). В результате
пересчета данного уровня можно получить забойное давление в скважине.
Уровень в затрубном пространстве на постоянно простаивающей
скважине является статическим и обозначается Нст (м). В результате
пересчета данного уровня можно получить пластовое давление в
скважине, при условии, что, связь с пластом существует.
Исследование производится с помощью эхолота – прибора для
измерения положения уровня жидкости в скважине.
В настоящее время применяются различные типы эхолотов, но
принцип работы всех приборов идентичен. Приборы для эхолотирования
представлены ниже (§ 7.14).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
195
Определение уровня жидкости в скважине
Определение уровня жидкости осуществляется акустическим
методом, путем измерения времени прохождения акустического сигнала
от устья скважины до границы раздела фаз «газ-жидкость». По величине
измеренного времени и введенному значению скорости распространения
акустического сигнала производится вычисление уровня. Устройство
приема акустических сигналов присоединяется к патрубку затрубного
пространства исследуемой скважины и в газовую среду скважины
генерируется акустический сигнал.
Генерация сигнала производится:
путем кратковременного стравливания затрубного газа клапаном
(для скважин с избыточным давлением или скважин с давлением ниже
атмосферного);
с помощью устройства генерации акустического сигнала (для
скважин без избыточного давления).
Сгенерированный и отраженный акустический сигнал
регистрируются в виде эхограммы (рисунок 7.2) и запоминаются в
оперативной памяти блока регистрации
«БР»
, соединенного с
устройством приема акустического сигнала
«УПАС»
.
По зарегистрированной эхограмме микропроцессор блока
регистрации выделяет отраженные акустические сигналы и определяет
время прихода отраженного сигнала.
Вычисление уровня производится по формуле:
T
TV
Н
(7.1)
где:
V
- скорость звука, для данного давления в затрубном
пространстве исследуемой скважины, выбираемая по таблице
скоростей, занесенной в
«БР»
или устанавливаемая оператором;
T
– время от момента воздействия до прихода первого
отраженного импульса.
Вычисленное значение уровня в метрах, время в миллисекундах
и количество зарегистрированных отражений, выводится на индикатор
«БР»
, рисунок 7.2.
Примечание: Существенное влияние на определение уровня
жидкости в скважине оказывает скорость звука, от её значений, зависит
корректность определения уровня.
Скорость звука в скважинах различна. На неё оказывает влияние
как давление и температура среды, так и плотность и состав газа, в
данный момент времени.
На основании вышеизложенного, можно сделать, следующий
вывод: «Скорость звука в каждой скважине индивидуальна».
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
196
При расшифровке показаний эхолота необходимо использовать
уточнённые значения скорости звука, для каждого исследуемого
месторождения, пласта, скважины.
Рисунок 7.2 - Графическое изображение уровня жидкости в
скважине
(исследование проводилось прибором «Микон
»
)
Рекомендуется использовать эхолоты, чувствительность и
программное обеспечение которых позволяют определять положение
уровня путём суммирования муфт труб, выделяемых эхолотом.
Технология проведения работ по отбивки динамических и
статических уровней
установить машину, согласно схемы, (рисунок 7.3);
подойти к скважине (рисунок 7.4);
проверить задвижку 1 (закрыта или открыта), если открыта,
закрыть;
проверить давление в патрубке эхолотирования 10, открыв
вентиль 12, при наличии давления в патрубке стравить через вентиль 12;
снять пробку и открыв задвижку 1 продуть скважину;
закрыть задвижку 1;
накрутить эхолот 11 на патрубок эхолотирования 10;
закрыть вентиль 12;
открыть задвижку 1;
произвести замер динамического или статического уровня;
зафиксировать его в память прибора «Микон»;
закрыть задвижку 1;
стравить давление в патрубке эхолотирования 10, через вентиль
12;
снять эхолот 11;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
197
установить пробку;
закрыть вентиль 12;
Рисунок 7.3 – Типовая схема расположения техники на кусту
при эхометрировании
1 – скважины; 2 – ГЗУ «Спутник»; 3 – станции управления (СУ); 4 –
автомашина; 5 – направление ветра.
Работы по отбивки динамических и статических уровней у скважин
оборудованных электровинтовыми насосами (ЭВН), штанговыми
глубинными насосами (ШГН), электродиафрагменными насосами (ЭДН)
и струйными насосами (СН) с двухрядным лифтом, проводятся
аналогично.
На скважинах оборудованных компрессорным газлифтом (КГ)
уровня отбиваются по другой технологии, но принцип определения
уровня и приборы идентичны.
Скважины, оборудованные струйными насосами (СН) с
однорядным лифтом, скважины с оборудованием раздельной
эксплуатации (ОРЭ) и скважины, с изолированным пакером, затрубным
пространством, данным методом не исследуются.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
198
Рисунок 7.4 – Типовая обвязка устья скважины:
1, 2 – затрубная задвижка; 3 – центральная задвижка; 4 – буферная задвижка; 5 –
регулируемый штуцер; 6, 9, 12 – вентиль; 7 – лубрикаторная задвижка; 8 –
манометр; 10 – патрубок эхолотирования; 11 – эхолот (УПАС).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
199
Типовой расчет забойного давления в скважинах по
результатам динамического уровня.
Основные понятия
Забойное давление – это давление в стволе скважины на глубине
ее забоя, т.е. на глубине расположения перфорационных отверстий.
Обозначается – «Р
заб
», измеряется в атмосферах (атм.) или мегапаскалях
(МПа).
Давление насыщения нефти газом - давление, при котором
определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.
Обозначается – «Р
нас
», измеряется в атмосферах (атм.) или мегапаскалях
(МПа).
Обводненность продукции – процентное содержание воды в
добываемой жидкости. Обозначается – «W», измеряется в процентах (%).
Плотность (объёмная масса) - масса единицы объёма тела, т.е.
отношение массы тела в состоянии покоя к его объёму. Обозначается –
«ρ», измеряется в килограмм на метр кубический (кг/м
3
).
Удельный вес - отношение веса вещества к весу воды, взятой в
том же объеме. Обозначается – «γ», измеряется в граммах на сантиметр
кубический (г/см
3
).
Расчет забойного давления
Для расчета забойного давления можно использовать много
методов, но не один из них не дает четкого представления об истинном
его значении. Наиболее правильным будет, определение его значения
прямым замером, то есть глубинным манометром, спускаемым в
затрубное пространство скважины или замер забойного давления,
датчиком, установленным на приеме глубинного насоса, с пересчетом на
интервал перфорации пласта.
В случаях, когда нет возможности использовать прямой замер, то
для определения приближенного значения забойного давления применяют
данный метод.
В данном методе мы пренебрегаем весом столба газа и принимаем
давление на глубине динамического уровня, равным давлению на устье
скважины.
Принимаем, содержание воды в стволе скважины, равное
содержанию воды в добываемой продукции.
Тогда, удельный вес жидкости в стволе скважины определяется по
формуле:
100
)100(
.
WW
вдинн
вн
(7.2)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
200
Модель динамического столба флюидов (рисунок 7.5), опишем
системой уравнений, (формулы 7.3).
100
)100(
102
102
.
WW
HHPP
HHPP
вдинн
насплнасзаб
нгдиннасбуфнас
(7.3)
где:
P
буф
, P
заб
– буферное и забойное давления, МПа;
P
нас
– давление насыщения, МПа;
H
пл
– глубина кровли пласта по вертикали, м;
H
нас
– глубина разгазирования по вертикали (где давление равно
Pнас), м;
H
дин
– глубина динамического уровня по вертикали, м;
W – объёмная обводнённость продукции, %;
г+н
– средняя плотность газожидкостной смеси, 0,5г/см
3
;
н.дин
– средняя плотность пластовой нефти в динамическом
столбе, 0,750г/см
3
;
в
– средняя плотность пластовой воды, 1,017г/см
3
;
Опуская несложные математические выкладки, направленные на
исключение неизвестной Hнас, получаем формулу, для приблизительного
расчёта забойного давления по динамическому уровню.
100
)100(
102
.
WW
PP
HH
PP
вдинн
нг
буфнас
динпл
насзаб
(7.4)
Формула 7.4 справедлива, если соблюдается условие:
забнасбуф
PPP
(7.5)
Когда
насбуф
PP
, из модели (рисунок 7.5) исключается фаза
«нефть с газом (пена)» и расчётная формула приобретает следующий вид:
100
)100(
102
.
WWHH
PP
вдинндинпл
буфзаб
(7.6)
А если случится, что рассчитанное забойное давление окажется
насзаб
PP
, то весь столб жидкости (рисунок 7.5) будет представлен