книги / Промысловый контроль и регулирование разработки месторождений углеводородов. Ч. 1
.pdf
Рис. 3.12. Технологическая схема свабирования при кратковременном отборе жидкости (экспресс-метод)
Рис. 3.13. Технологическая схема свабирования при длительном отборе жидкости
Третья схема ГДИ при свабировании включает использование компоновки НКТ с пакером и герметизирующим узлом (клапаномотсекателем), спускаемым на каротажном кабеле непосредственно после прекращения рейсов свабирования. В результате ее примене-
211
ния обеспечивается откачка жидкости из пласта практически сразу после начала свабирования. Это приводит к более эффективной очистке ПЗП и формированию воронки депрессии на значительном расстоянии от забоя скважины. Компоновка с пакером и спускаемым клапаном-отсекателем позволяет сократить время послепритока. Единственным недостатком является закрытие скважины на забое не в момент прекращения свабирования, а после подъема сваба и спуска клапана-отсекателя на каротажном кабеле, при этом меняется режим работы скважины. Период от момента прекращения свабирования и подъема сваба до спуска клапана-отсекателя необходимоучитыватьприинтерпретацииКВД.
Четвертая схема ГДИ при свабировании включает закрытие скважины на забое. Для реализации данной технологической схемы в скважину спускается подвеска НКТ с установленным автономным манометром в боковом пенале или на автоотцепе под запорным клапаном. Низ подвески компонуется клапаном ударного или поворотного типа (используется в испытателях пластов на трубах). После спуска НКТ производится пакеровка. Далее скважина свабируется, после чего внутреннее пространство НКТ перекрывается клапаном и скважина закрывается на КВД. Все это время манометр находится на забое ниже запорного клапана и регистрирует кривую изменения давления во времени. Клапан-отсекатель располагается в максимальной близости от пласта, таким образом, при его закрытии обеспечивается минимальный послеприток. Данная технология является предпочтительной и наиболее информативной.
Принципиальная схема обвязки устьевого и компоновки подземного оборудования при проведении исследований добывающих скважин при свабировании представлена на рис. 3.14.
Гидродинамические исследования скважины при компрессировании являются составной частью комплекса работ по освоению скважины. Вид и последовательность работ по освоению скважины компрессированием определяется индивидуальным планом работ на скважине, где должны быть отражены объем отобранной жидкости и глубина снижения уровня.
212
Рис. 3.14. Схема компоновки оборудования при исследовании добывающих скважин с помощью свабирования: 1 – продуктивный пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – воронка НКТ; 4 – автономные глубинные манометры-термометры; 5 – устройство подвески приборов (автоотцеп); 6 – пакер; 7 – сваб; 8 – НКТ; 9 – каротажный кабель; 10 – задвижка; 11 – план-шайба; 12 – превентор; 13 – лубрикатор; 14 – ролик; 15 – образцовый и (или) электронный устьевые манометры; 16 – каротажный
подъемник; 17 – замерная емкость
Исследования добывающих скважин при компрессировании подразумевают под собой замеры забойного и устьевых давлений в процессе компрессирования и при остановке скважины с одновременной регистрацией дебита пластовой жидкости.
Основной метод исследования скважин при компрессировании – метод восстановления давления. При планировании процесса гидродинамических исследований важным является правильный выбор технологической схемы, компоновки скважинного оборудования и параметров исследований.
213
Гидродинамические исследования при компрессировании в зависимости от целей и временных ограничений на проведение работ могут проводиться по одной из двух технологических схем.
Технологическая схема 1 – «экспресс-технология» исследований. Применяется для быстрого получения оценочных данных о пластовом давлении, ФЕС пласта, скин-факторе и коэффициенте продуктивности исследования (рис. 3.15), включающей кратковременное возмущение пласта путем закачки газа в затрубное пространство, стравливание давления и закрытие скважины на регистрацию КВД.
Рис. 3.15. Технологическая схема исследований при компрессировании с кратковременным отбором (экспресс-метод)
Технологическая схема 2 включает длительное компрессирование с последующей регистрацией КВД. Применяется для получения достоверных данных о пластовом давлении, ФЕС пласта, скин-факторе, коэффициенте продуктивности, диагностике фильтрационных процессов, протекающих в пласте (рис. 3.16). При проведении работ по данной схеме предполагается,
214
что после длительного компрессирования скважина сразу закрывается на регистрацию кривой восстановления давления, т.е. давление из затрубного пространства перед КВД не стравливается. В зависимости от конструкции скважины и технических возможностей оборудования (глубины скважины, мощности компрессора и др.) компрессирование может выполняться через воронку НКТ либо с одной, двумя или тремя пусковыми муфтами. На рис. 3.16 приводится два участка прорыва газа через пусковые муфты.
Рис. 3.16. Технологическая схема исследований при компрессировании с длительным отбором
Принципиальная схема обвязки устьевого и компоновки подземного оборудования при проведении исследований добывающих скважин при компрессировании представлена на рис. 3.17.
Основная особенность проведения гидродинамических исследований в горизонтальных скважинах связана с более длительными временными параметрами исследований. Для составления дизайна исследования горизонтальной скважины необходимо подготовить исходные данные и определить временные параметры исследований: время дренирования пласта; время регистрации КВД; время началавлиянияграницилиокружающих скважин.
215
Подготовка данных для составления дизайна ГДИ осуществляется на основе геолого-промыслового анализа и моделирования.
Для проведения ГДИ горизонтальных скважин рекомендуется использовать струйные насосы серии УГИС или аналоги. Конструкция оборудования включает корпус струйного насоса, спускаемый на НКТ, и различные функциональные вставки (для опрессовки пакера и НКТ, депрессионная, для регистрации КВД и герметизирующий узел). Схема обвязки устьевого и компоновки подземного оборудования при проведении ГДИ горизонтальной скважины с помощью струйногонасосапредставленанарис. 3.18.
Рис. 3.17. Схема компоновки оборудования при проведении исследований добывающих скважин с помощью компрессирования: 1 – продуктивный пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – воронка НКТ; 4 – автономные глубинные манометры-термометры; 5 – НКТ; 6 – пусковая муфта; 7 – каротажный кабель либо проволока; 8 – план-шайба; 9 – задвижка; 10 – превентор; 11 – лубрикатор; 12 – ролик; 13 – образцовый и (или) электронный устьевые манометры; 14 – каротажный подъемник или исследовательская машина с проволокой; 15 – компрессорная установка;
16 – замерная установка (ГЗУ, ОЗНА, АСМА)
216
Рис. 3.18. Схема обвязки устьевого и компоновки подземного оборудования при проведении ГДИ горизонтальной скважины с помощью струйного насоса: 1 – продуктивный пласт; 2 – обсадная колонна; 3 – воронка НКТ; 4 – пакер; 5 – автономные глубинные манометрытермометры; 6 – корпус струйного насоса (УГИС); 7 – сопло струйного насоса; 8 – функциональная вставка струйного насоса (депрессионная, КВД, герметизирующий узел); 9 – НКТ; 10 – каротажный кабель либо проволока; 11 – задвижка; 12 – план-шайба; 13 – превентор; 14 – лубрикатор; 15 – ролик; 16 – каротажный подъемник или исследовательская машина с проволокой; 17 – насосный агрегат; 18 – напорная линия подачи рабочей жидкости; 19 – выкидная линия (подачи смеси продукции скважины и рабочей жидкости из скважины); 20 – сепаратор; 21 – линия отвода газа в систему сбора продукции или на факел; 22 – линия подачи жидкости в замерную емкость; 23 – замерная емкость; 24 – мерная линейка; 25 – приемный фильтр; 26 – линия забора жидкости в насосный агрегат; 27 – емкость с рабочей жидкостью; 28 – вспомогательная линия подачи жидкости в насосный агрегат и отвода избытка жидкости
из замерной емкости; 29 – кран (задвижка)
217
3.2. Исследования на установившихся и неустановившихся режимах работы скважины
3.2.1. Исследования на установившихся режимах работы скважины
Исследование фонтанных скважин. С момента пуска сква-
жины на каждый из запланированных режимов фиксируются: изменение забойного и устьевых давлений до их стабилизации; дебиты жидкости и газа; после выхода на установившийся режим отбираются пробы жидкости и газа.
Время выхода добывающих скважин на режим, как правило, известно по ранее проведенным исследованиям или оценивается по аналогии с подобными скважинами.
По разведочным скважинам вывод на режим происходит по мере выполнения исследований и анализа получаемой информации со всех приборов. Косвенным подтверждением выхода скважины на установившийся режим является стабилизация дебита, буферного и затрубного давлений.
Скважина работает или вышла на установившийся режим, если забойное давление, дебит жидкости и газа перестали постоянно изменяться во времени в сторону увеличения или уменьшения. Пример регистрации всех параметров при выходе скважины на установившиеся режимы и КВД приведен рис. 3.19 и 3.20.
Втом случае, если полученные замеры забойного давления
идебита жидкости соответствуют условиям работы на установившемся режиме, скважина переводится на следующий запланированный или согласованный режим. Если данное условие не выполняется, замеры дебита и забойного давлений повторяются на следующие сутки до получения приемлемых результатов.
Исследования методом ИД предполагают измерения давления и расхода на нескольких стабильных режимах работы скважины, отличающихся дебитом (депрессией на пласты). При исследованиях прибор находится в скважине на фиксированной глубине в максимальной близости к исследуемому пласту.
218
Рис. 3.19. ГДИС (комплекс ИД+КВД), скв. 1 Бельского месторождения
Рис. 3.20. Замер дебитов нефти и газа установкой АСМА, скв. 1 Бельского месторождения
219
При исследованиях нагнетательных скважин прибор может находиться вблизи устья скважины, но обязательно ниже уровня жидкости.
Минимальное количество режимов при исследовании методом ИД – 3, оптимальное количество режимов – 4–5. Режимы минимального и максимального дебита должны отличаться по дебиту в 3–5 раз. Различия в дебитах от режима к режиму должны оставаться примерно одинаковыми (рис. 3.21–3.24).
Рис. 3.21. Индикаторная диаграмма скв. 13 Логовского месторождения (объект Бб)
Рис. 3.22. Индикаторная диаграмма скв. 224 Уньвинского месторождения (объект Тл-Бб)
220