книги / Современные методы гидродинамических исследований скважин и пластов

–получать геофизический материал с ПЭВМ непосредственно на скважине;

–значительно сократить продолжительность исследования скважины за счет исключения работ на стравливание давления и восстановление режима закачки.

Состав прибора:

–блок питания;

–блок управления;

–блок микроЭВМ и памяти прибора;

–блок пересчета аналоговых сигналов.

Технические характеристики ГЕО-1

Рис. 3.21. Автономный комплексный прибор ГЕО-1

131

Аппаратура комплексная скважинная АГАТ-КСА-3

Спускается в скважину на кабеле. Одновременно регистрируются локатор муфт (ЛМ), гамма-излучение (ГК), температура (высокочувствительным термометром), расход жидкости, давление, влагосодержание потока, термоиндикация потока (СТД). В ходе работы прибором вся информация поступает по кабелю в бортовой компьютер. Обработка информации производится по специальным программам (рис. 3.22).

Технические характеристики АГАТ-КСА-3

Рис. 3.22. Автономный комплексный прибор АГАТ-КСА-3

132

3.6.ПРИБОРЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА ДЕБИТОМ ЖИДКОСТИ, ГАЗА И ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ И РАСЧЕТА ГАЗОВОГО ФАКТОРА

Установка массоизмерительная транспортабельная АСМА-Т-03-180

Предназначена для определения суточных дебитов по жидкости, нефти, воде и объему попутного газа нефтяных скважин.

Установка состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блоке-контейнере, который смонтирован на шасси автомобиля УРАЛ-4320-1912 с воздушным зазором между отсеками не менее 50 мм (рис. 3.23).

Технические характеристики АСМА-Т-03-180

133

4. ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Анализ методик расчета забойного давления по данным устьевых замеров в скважинах механизированного фонда

Разработка месторождений на территории Пермского края сопровождается рядом осложняющих факторов, особенно в условиях истощения месторождений и необходимости разработки сложных пластов с низкими фильтрационными свойствами, высоким газосодержанием, значительной обводненностью пластовой нефти. Особое значение приобретают различные современные технологии повышения нефтеотдачи и комплексные подходы к управлению разработкой (построение моделей коллекторов, анализ системы заводнения, геолого-технические мероприятия и др.). Для реализации любого современного метода необходим большой объем исследовательской информации, значительную часть которого можно получить посредством гидродинамических исследований скважин.

Современные ГДИС предлагают широчайший выбор методов исследований: от высокоточных, но крайне сложных в техническом исполнении, долговременных и сравнительно дорогих глубинных исследований до относительно простых и дешевых, но менее точных устьевых замеров. В настоящее время почти весь добывающий фонд ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» оборудован механизированными насосными установками. Проведение глубинных исследований на данном фонде затруднено по техническим причинам. Следовательно, несмотря на то, что глубинные исследования обладают более высокой достоверностью и надежностью, «неоперативность» получаемой информации (вследствие долгосрочности исследования и автономности средств измерения), недостаточность охвата глубинными исследованиями скважин до-

135

бывающего фонда и значительная стоимость исследования приводят к необходимости использования таких ГДИС лишь в особых случаях. При этом требуется оценка обоснованности их применения. Таким образом, достаточный объем исследовательской информации в скважинах механизированного фонда в основном может быть получен при широком использовании устьевых исследований: от систематического мониторинга забойного давления до проведения комплексов ГДИС (например, кривые восстановления уровня).

При определении забойного давления по устьевым замерам очень важны точность входных данных, используемые корреляции и методики пересчета. Выбор конкретной методики зависит от множества параметров и должен подтверждаться определенным числом глубинных исследований. На сегодняшний день в Пермском крае используется ряд методик, позволяющих определять забойное давление в ходе работы, а также при исследовании скважины.

На данный момент есть несколько подходов к расчету забойного давления: методика, используемая в настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в модуле «Технологический режим добывающих нефтяных скважин», методика пересчета КВУ в КВД ООО «Универсал-Сервис», эмпирическая методика ПНИПУ для расчета забойного давления по промысловым данным.

Методика, используемая в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», основана на формуле гидростатики, являющейся простейшей моделью процессов, протекающих в затрубном пространстве скважины (рис. 4.1). Данная методика выделяет в стволе скважины три интервала: I – газ; II – флюид плотностью ρсм1; III – флюид плотностью ρсм2. Под плотностью ρсм1 понимается плотность чистой нефти без учета выделившегося газа (в пластовых условиях). Под плотностью смеси ρсм2 понимается плотность смеси, состоящей из нефти (в пластовых условиях) и пластовой воды в соотношении, соответствующем обводненности продукции.

136

отношении, соответствующем обводненности продукции (ρсм2). Причем изменение динамического уровня определяет высоту столба смеси над насосом плотностью ρсм2 (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Модель скважины, построенная по методике пересчета КВУ в КВД ООО «Универсал-Сервис»

Представленная модель также не свободна от недостатков, особенно в условиях высокого газосодержания пластовой нефти.

Эмпирическая методика ПНИПУ для расчета забойного давления по промысловым данным является одной из вполне обоснованных подходов к расчету забойного давления. Она заключается в создании некоторой эмпирической корреляции на основе сравнения и анализа данных глубинных и устьевых замеров. При наличии достаточно репрезентативной выборки результатов исследований можно получить весьма точную методику расчета для скважин конкретного месторождения. Однако, поскольку данная методика учитывает особенности свойств флюида только определенного месторождения, она непримени-

138

ма для других регионов. Эта методика выделяет в стволе скважины три интервала: I – газ, II – флюид неопределенной плотности, III – газоводонефтяная смесь плотностью ρсм3, состоящая из газа, нефти и воды в соотношении, соответствующем обводненности и газосодержанию продукции (рис. 4.3).

Далее по известной эмпирической корреляции на основе данных по затрубному давлению, динамическому уровню и обводненности флюида определяется давление на забое.

Рис. 4.3. Модель скважины, построенная по эмпирической методике ПНИПУ

Для оценки достоверности, получаемых значений забойного давления проведено сопоставление значений фактического забойного давления Рзаб и величин, рассчитанных по моделям ООО

«Универсал-Сервис» (РзабМ–УС ) и ПНИПУ (РзабМ–ПНИПУ ) по объекту разработки Тл-Бб Шершневского месторождения. На рис.4.4 представлены поля корреляции между исследуемыми параметрами.

139