Исследования при освоение нефтяных скважин

Гидродинамические исследования при освоении скважин

   Изменение режима работы скважины, оборудованной штанговым скважинным насосом, обычно достигается следующими способами:
. изменением длины хода полированного штока;
. изменением числа качаний станка-качалки;
. одновременным изменением числа качаний и длины хода полированного штока.
При эксплуатации скважин электроцентробежными или электровинтовыми насосами изменение режима осуществляется или с помощью дросселя на устье скважины, или путем изменения числа оборотов электродвигателя.
По результатам замеров дебита и забойного давления на установившихся режимах работы скважины строится индикаторная диаграмма.
Методы исследования скважин на установившихся режимах работы просты в осуществлении как самого процесса исследования, так и в отношении методики обработки замеренных в процессе исследования параметров.
Сущность исследования скважин на неустановившихся режимах работы заключается в измерении изменяющегося давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Давление на устье замеряется образцовыми манометрами, давление на забое замеряется скважинными абсолютными или дифференциальными манометрами. Данный вид исследования реализуется на промыслах обычно в виде метода снятия кривой восстановления давления на той же скважине, на которой изменяется режим работы. Поэтому этот метод иногда называют самопрослушиванием скважины, поскольку измерение изменения давления ведется на той же скважине, на которой изменяли дебит.

Особенности освоения водонагнетательных скважинах

   На нефтяных промыслах широко применяется воздействие на пласты с целью поддержания пластового давления. На абсолютном большинстве месторождений давление поддерживается путем нагнетания воды в скважины с законтурным или внутриконтурным их расположением.
Кривая восстановления забойного давления
Кривая восстановления забойного давления в полулогарифмических координатах
   Принципиальная разница освоение нагнетательных скважин состоит в том, чем насыщена порода в той точке пласта, в которой пробурена скважина, осваиваемая под закачку воды. Если скважина находится за пределами контура нефтеносности, то порода на 100 % насыщена водой. Осваивать такую скважину под закачку значительно легче.
Если скважина находится внутри контура нефтеносности, то, как правило, величина коэффициента нефтенасыщенности породы существенно больше коэффициента водонасыщенности. Это значительно осложняет процесс освоения второй группы скважин, поскольку требуется провести мероприятия по уменьшению нефтенасыщенности породы призабойной зоны пласта.
Когда требуется освоить под закачку воды внутриконтурный ряд нагнетательных скважин, то логично осваивать скважины через одну, т.е. когда в одну скважину уже закачивают воду, а две соседние (с обеих сторон в ряду) эксплуатируются как нефтяные с максимально возможным отбором жидкости.
Максимально возможный отбор из скважин нагнетательного ряда, предназначенных к освоению, осуществляется до тех пор, пока они не будут обводняться пресной водой, нагнетаемой в соседние, уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины. Такая последовательность освоения позволит сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин.
Все нагнетательные скважины следует интенсивно и тщательно промывать, чтобы исключить быстрое заиливание взвешенными частицами боковой поверхности скважины, поскольку эта поверхность в нагнетательной скважине выполняет роль фильтра. Подводящие трубопроводы предварительно следует очистить от любой грязи и продуктов коррозии.
Выбор методов воздействия на породу призабойной зоны пласта при освоении нагнетательных скважин должен, в первую очередь, быть нацелен на то, чтобы освободить ПЗП от твердых отложений нефти и от самой нефти.
Если известно, что скважина будет нагнетательной, то при вторичном вскрытии пласта можно рекомендовать применение повышенной плотности перфорации, особенно в низкопроницаемых интервалах вскрываемого пласта.

Установление технологического режима эксплуатации и пуск скважин в работу

   После получения устойчивого притока из пласта скважина должна некоторое время поработать, чтобы произошла самоочистка призабойной зоны и ствола скважины от оставшегося загрязняющего материала.
Диаметр дросселирующего устройства фонтанирующей скважины выбирается с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня. Продукция скважины при самоочистке направляется в специальные сборные емкости. Длительность режима самоочистки зависит, в основном, от дебита скважины, состояния призабойной зоны и забоя и обычно не превышает длительности рабочей смены, а в высокодебитных скважинах - двух часов. При самоочистке необходимо вести постоянный контроль за составом продукции скважины, величиной устьевого давления, величиной дебита скважины. Стабилизация этих показателей указывает на окончание режима самоочистки.
После самоочистки приступают к исследованию скважины гидродинамическими и другими методами со спуском глубинных манометров. Гидродинамические исследования проводятся с целью определения параметров пласта и продуктивных характеристик скважин. Сначала исследуют скважину на установившихся режимах работы. Исследование проводится на четырех-восьми режимах, начиная с минимального дебита скважины (прямой ход). Затем скважина исследуется на режимах с уменьшающимися дебитами (обратный ход). По результатам строятся индикаторные диаграммы и выявляется оптимальный режим притока, т.е. норма отбора из пласта. Далее проводится замер дебита на выбранном оптимальном установившемся режиме и регистрируется КВД. По результатам исследований делают оценку степени гидродинамического совершенства скважины по методикам, изложенным в следующем разделе.
После проведенных исследований скважина пускается в эксплуатацию. Первые две-три недели необходимо вести постоянный контроль за составом продукции и основными показателями технологического режима эксплуатации скважины. Этот период называется периодом кратковременной пробной эксплуатации добывающей скважины.
   Без проведения гидродинамических исследований скважин невозможно:
- узнать продуктивную характеристику удаленной и призабойной зон пласта и самой скважины;
- принять обоснованное решение о необходимости применения методов воздействия на призабойную зону пласта;
- количественно оценить гидродинамический результат проведенных методов воздействия на ПЗП;
- узнать потенциальную продуктивность скважины;
- принять обоснованное решение об установлении нормы отбора из пласта, чтобы установить технологический режим ее эксплуатации.
Правила безопасности при проведении исследований скважин изложены в прил. 7.
Гидродинамические исследования скважин желательно дополнять термодинамическими. Дело в том, что обработка результатов 66
термодинамических исследований скважин позволяет также определять фильтрационные параметры пластовой системы. Однако, этот вид исследований скважин на промыслах не получил должного распространения. Обычно ограничиваются замерами температуры по длине скважины или определением максимальной температуры в точке нахождения скважинного манометра во время гидродинамических исследований скважин.
Очень важно провести исследования профиля притока в добывающих скважинах и исследования профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Применение дебитомеров (расходомеров) даст важную информацию о действительно работающих интервалах по толщине вскрытого в этой скважине пласта, о долевом участии каждого интервала, о результатах применяемых методов воздействия на забой и призабойную зону пласта.
   Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов и продуктивных характеристик скважин. По результатам гидродинамических исследований скважин можно определить:
- режим работы пласта;
- режим фильтрации (линейный или нелинейный) жидкости и газа в пласте;
- коэффициент продуктивности скважины;
- коэффициент гидропроводности пласта;
- коэффициент подвижности (отношение проницаемости пласта к вязкости флюида);
- коэффициент проницаемости пласта;
- коэффициент гидродинамического совершенства скважины;
- коэффициент пьезопроводности пласта;
- положение межфлюидальных разделов в пласте;
- строение пластов и другие параметры.
При проведении исследований измерять непосредственно можно только дебиты, давления и расстояния между скважинами. Численные же значения параметров, характеризующих гидродинамические и продуктивные свойства пласта и скважин, определяются расчетами путем решения обратных задач подземной гидрогазомеханики.
   На промыслах страны наибольшее распространение получили два метода исследования:
. исследование скважин на установившихся режимах работы (снятие индикаторной диаграммы);
. исследование скважин на неустановившихся режимах работы (снятие кривой восстановления забойного давления).
В принципе, эти методы применимы для любой категории эксплуатационных скважин, меняется только технология проведения исследования и методика обработки результатов исследований.
Сущность исследования скважин на установившихся режимах работы заключается в замерах дебита и забойного давления скважины на нескольких (не менее трех) установившихся режимах ее работы. Изменение режима работы скважины достигается за счет изменения забойного давления.
За установившееся состояние работы скважины принимается такое состояние, когда изменением величины дебита скважины и изменением величины давления на забое практически можно пренебречь. Время установления нового режима в зависимости от конкретных условий колеблется в широких пределах (от десятков минут до нескольких суток). Таким образом, считается, что при установившемся режиме работы скважины приток жидкости из пласта в скважину постоянен во времени.
Замеры дебита скважины осуществляются мерником или другими, более совершенными, замерными устройствами (тахометрическими расходомерами, лопастными счетчиками, щелевыми расходомерами, дебитомерами объемного типа и т.д.). Одновременно с замерами дебита измеряется забойное давление скважинными манометрами. В процессе исследования величина пластового давления считается постоянной.
При фонтанном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается за счет изменения противодавления на устье путем изменения диаметра дросселя (штуцера). При газлифтном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлений на устье.
                             Содержание
01. Освоение нефтяных скважин после бурения.
02. Основные схемы эксплуатационного забоя скважин.
03. Снижение проницаемости нфтяного пласта после бурения.
04. Снижение  проницаемости нфтяного пласта при перфорации.
05. Техника перфорации скважин. Виды скважинных перфораторов.
06. Гидропескоструйная перфорация. Схема обвязки оборудования.
07. Гидроразрыв пласта. Схема обвязки оборудования.
08. Вызов притока. Методы и условия вызова притока.
09. Способ вызова притока поршневанием.
10. Компрессорный способ вызова притока.
11. Восстановление проницаемости призабойной зоны пласта.
12. Расчет формулы вызова притока.
13. Исследования при освоение скважин.