Что такое возмущающая скважина

Обновлено: 07.07.2024

§ 4. Особенности изменения формы пьезометрической воронки депрессии после остановки возмущающей скважины или после ее пуска с постоянным дебитом

Рассмотрим сначала изменение формы пьезометрической воронки депрессии после пуска возмущающей скважины с постоянным дебитом при сохранении условий задачи II, постановка которой описана в § 1 главы II.

Вследствие предполагаемого строго радиального притока жидкости к скважине пьезометрическая воронка будет иметь форму поверхности вращения, ось которой совпадает с осью скважины. Для характеристики формы воронки депрессии достаточно исследовать форму пьезометрической кривой, получаемой как сечение пьезометрической поверхности вертикальной плоскостью, проходящей через ось скважины. При проведении этого исследования будем основываться на результатах, полученных в § 2 и 3 главы II.

На рис. 10 для наглядности чертежа приведены лишь схематичные изображения нескольких последовательных положений (через различные интервалы времени) пьезометрической кривой после пуска возмущающей эксплуатационной скважины с постоянным дебитом. Совершенно точно пьезометрические линии для любого момента времени можно было бы построить, используя формулу (XIII. 26) или основываясь на табл. 3 и аналогичных таблицах, которые будут приведены дальше.

АС и GM изображают на этом рисунке возмущающую и реагирующую скважины. Начальному статическому пластовому давлению соответствует горизонтальная прямая линия AHGB. После пуска возмущающей эксплуатационной скважины во всех точках пласта постепенно начнет развиваться процесс понижения давления. И в возмущающей и в реагирующей скважинах давление, как было выяснено в § 2 и 3 главы II, будет стремиться к установившемуся состоянию, ибо на контуре области питания поддерживается постоянное давление. Теоретически через бесконечно большой промежуток времени (при t = и F =) пьезометрическая линия примет положение, соответствующее кривой логарифмического типа FTB (см. примечание в § 3 главы II по поводу формы линии СС_Р на рис. 8). Эта кривая, соответствующая установившемуся распределению давления в пласте, определяется формулой (II. 14) Дюпюи. Итак, определены начальное (при t = 0) и конечное (при t =) положения пьезометрических линий AHGB и FTB в процессе понижения пластового давления. Все пьезометрические кривые для промежуточных моментов времени располагаются между линиями AHGB и FTB. Рис. 10 со схематично нанесенными на ней пьезометрическими кривыми должен давать общее представление о перераспределении пластового давления в пространстве (в любой точке пласта) и во времени. Ломаная стрелка t на рис. 10 указывает направление движения пьезометрического уровня.

Возмущающая скважина Реагирующая скважина

Рис. 10. Схематичное изображение пьезометрических кривых в различные моменты после пуска возмущающей скважины с постоянным дебитом в пласте с круговым контуром питания.

Углы наклона касательных к пьезометрическим линиям в точках их пересечения со стенкой скважины должны быть одинаковыми, ибо по условию скважина пущена с постоянным дебитом. Действительно, постоянство дебита скважины определяет постоянство скорости фильтрации у стенки скважины, а по закону Дарси постоянство скорости фильтрации определяет постоянство градиента давления, т.е. неизменность уклона всех пьезометрических линий около стенки скважины 2 . Поэтому изображенные пунктиром на рис. 10 упомянутые касательные к пьезометрическим линиям все параллельны друг другу.

1 В § 9 главы VII будет дано более точное определение границы «области практически заметного воздействия возмущающей скважины» в условиях упругого режима. Кроме того, будет исследован вопрос о темпах изменения радиуса этой круговой границы и о темпах распространения возмущений в пласте. Необходимо подчеркнуть, что на границе области практически заметного влияния скважины касательную к пьезометрической кривой лишь приближенно можно считать горизонтальной.

2 Напомним, что величина градиента давления в любой точке пласта численно равна тангенсу угла наклона к горизонту касательной, проведенной в соответствующей точке пьезометрической линии. Величину тангенса указанного угла и называют уклоном кривой в данной точке. Кроме того, заметим, что упоминаемое постоянство дебита скважины относится к ее объеному дебиту в пластовых условиях (см. § 5 главы I).

В тех точках, в которых пьезометрическая линия имеет горизонтальную касательную, как, например, в точках Н, G и при t = t_B в точке В, скорость фильтрации равна нулю. Следовательно, в те моменты времени, для которых построены пьезометрические линии ЕН и WG, возмущающая скважина питается только за счет упругого запаса из областей пласта, соответственно ограниченных положениями крайних точек Н и G. Для любого момента времени t < t_B практически можно считать, что жидкость не притекает в пласт через контур области питания; скважина питается только за счет упругого запаса жидкости в пласте. Наоборот, начиная с момента времени t > t_B, жидкость притекает в пласт во все более и более заметных количествах через контур области питания (через внешнюю границу пласта). Но теоретически только через бесконечно большой промежуток времени приток жидкости в пласт через его внешнюю границу станет равным притоку жидкости из пласта в скважину.

Простые рассуждения, которые будут ниже подтверждены ссылками на формулы и на соответствующие числовые данные, позволяют выяснить еще некоторые замечательные особенности формы пьезометрических поверхностей. Рассмотрим в пласте точку X, находящуюся на одной вертикали с точкой Н пьезометрической кривой. Расстояние точек X и Н от оси возмущающей скважины обозначим через r_х (рис. 10). Согласно сказанному выше, в момент времени t = t_H, для которого построена пьезометрическая линия ЕН, скорость фильтрации в точке X столь мала, что ее считаем практически равной нулю. Следовательно, в момент t_H расход жидкости через круговую границу радиуса r_хравен нулю. В последующем, скорость фильтрации в точке X будет постепенно возрастать; об этом наглядно можно судить по рис. 10, замечая рост угла наклона касательной к пьезометрической кривой, переходя последовательно от точки Н к точкам U, Y, Z, J. Соответственно будет расти и расход жидкости через окружность радиуса r_х, причем теоретически этот расход станет равным дебиту скважины лишь при t = . Однако чем меньше r тем скорее расход жидкости через окружность радиуса r будет весьма мало отличаться от дебита скважины. Действительно, если бы расход жидкости через окружность радиуса r в течение длительного времени был намного меньше дебита скважины, то это означало бы, что скважина отбирает значительное количество жидкости из упругого запаса внутри области, ограниченной окружностью радиуса r. Но этого не может быть, ибо сравнительно небольшой упругий запас жидкости внутри упомянутой области был бы быстро исчерпан.

Следовательно, оказывается верным сделанный выше вывод о том, что, спустя какой-то конечный промежуток времени, например t (тем меньший, чем меньше r), расход жидкости через окружность радиуса r должен стать практически равный дебиту возмущающей скважины 1 . Отсюда в свою очередь вытекает, что угол наклона касательной в точке U к пьезометрической линии WUG, построенной для упомянутого момента времени t, должен быть практически равен углу наклона касательной в точке J. Это означает, что, начиная с момента времени t_G пьезометрическая линия, будет опускаться параллельно самой себе на участке, крайняя точка которого отстоит от скважины на расстояние r, т. е. будут практически параллельны друг другу участки пьезометрических линий WU, KY, LZ, FJ. Иными словами, в области пласта, ограниченной окружностью радиуса r, начиная с некоторого момента t_G, давление будет распределяться по закону установившегося состояния, отвечающего формуле (П. 14) Дюпюи. Для последующего момента времени t > t_G то же можно сказать по поводу еще большей области пласта, например для области радиуса r, к моменту t_в еще большие участки LZN, FJT пьезометрических линий будут параллельны друг другу и т.д.

1 Методике подсчета упругого запаса жидкости в пласте и описанию особенностей изменения величины упругого запаса в процессе разработки специально посвящен § 6 главы VII.

Описанная интересная закономерность 2 изменения формы пьезометрических линий была здесь установлена на основании простых логических доводов, вытекающих из анализа физической картины явления. Однако эту закономерность можно считать обоснованной и строго математически. Действительно, взаимная параллельность соответствующих участков пьезометрических линий является прямым следствием вывода III, сформулированного в конце предыдущего параграфа. Этот вывод об одинаковости (начиная с определенного момента времени) скоростей движения пьезометрических уровней в возмущающей и реагирующей скважинах базировался на анализе табл. 1-5, которые были составлены по формулам (XIII, 26) (XIII. 30). Таким образом, рассматриваемая закономерность изменения формы пьезометрических линий обосновывается расчетами по упомянутым формулам.

1 В § 7 и 8 главы VII этот вывод уточняется. Оказывается, что в момент t c большей точностью можно говорить об установившемся распределении давления внутри окружности радиуса r, чем о равенстве дебита возмущающей скважины и расхода жидкости через окружность радиуса г_х.

2 Эта закономерность была качественно и количественно исследована в статье [193].

Перейдем теперь к исследованию изменения формы пьезометрической поверхности после мгновенной остановки возмущающей скважины; будем считать выполненными все условия задачи I,. описанной в § 1 главы II.

На рис.11 схематично изображена пьезометрическая кривая FTВ логарифмического типа, соответствующая установившемуся

Рис. 11. Схематичное изображение пьезометрических кривых в различные моменты после остановки возмущающей скважины в пласте с круговым контуром питания.

С момента остановки скважины приток жидкости в пласт через контур питания восполняет упругий запас жидкости в пласте, утерянный предварительно в процессе эксплуатации скважины при образовании установившейся пьезометрической воронки депрессии FTB.

В окрестности остановленной возмущающей скважины в процессе повышения пластового давления все более и более возрастающий по длине участок пьезометрической кривой будет подниматься, оставаясь параллельным самому себе и практически горизонтальным.

На рис. 11 такими последовательно растущими участками пьезометрической линии, которые при развитии процесса повышения давления будут оставаться параллельными самим себе, являются участки WX, EZ, LU, KY.

В той области пласта, для которой участок пьезометрической линии (например, KY на рис. 11 или KY на рис. 10) стал к какому-то моменту времени параллелен участку конечной стационарной пьезометрической линии, давление распределяется так, как будто бы в пласте наступило установившееся состояние» Поэтому в упомянутой области, начиная с соответствующего момента времени, распределение пластового давления можно назвать квазиустановившимся (или квазистационарным).

При изображении пьезометрических кривых для различных моментов времени после пуска или остановки возмущающей нагнетательной скважины можно сохранить рис. 10 и 11, вообразив, что все начерченные на них пьезометрические кривые зеркально отображены в линии АВ.

Повторим наиболее существенные выводы, полученные при исследовании изменения формы пьезометрической воронки депрессии (см. рис. 10 и 11).

I. После пуска возмущающей скважины с постоянным дебитом вокруг нее образуется быстро углубляющаяся и непрерывно расширяющаяся пьезометрическая воронка депрессии. При расширении воронки ее края касаются горизонтальной плоскости, соответствующей начальному положению пьезометрической поверхности. Края воронки депрессии в каждый момент времени определяют в пласте границу области практически заметного воздействия пуска возмущающей скважины. Приток жидкости в пласт через его внешнюю границу начинается лишь с того момента, как к этой границе подходят края воронки депрессии; до этого момента скважина питается только за счет упругого запаса жидкости в пласте. После этого момента процесс углубления воронки депрессии охватывает весь пласт, а на внешней границе при условии сохранения вдоль нее постоянства давления пьезометрическая воронка не опускается, но уклон ее непрерывно увеличивается и потому приток жидкости в пласт все полнее и полнее компенсирует отбор ее из пласта. В окрестности скважины все более и более возрастающий по диаметру участок пьезометрической поверхности снижается, оставаясь параллельным, самому себе и соответствующему участку той пьезометрической: поверхности, которая при t характеризует установившееся распределение давления в пласте 1 .

II. После остановки длительно работавшей с постоянным дебитом возмущающей скважины вокруг нее происходит быстрый процесс выполаживания пьезометрической воронки депрессии. Этот процесс повышения пластового давления обратен и по всем закономерностям аналогичен тому процессу понижения пластового давления, который был охарактеризован в выводе I.

III. После пуска возмущающей скважины с постоянным дебитом или после ее мгновенной остановки вокруг забоя скважины в пласте образуется постепенно растущая область, в которой давление распределяется практически так же, как и при окончательно установившемся состоянии. Давление в этой области продолжает непрерывно понижаться (после пуска скважины) или повышаться (после остановки скважины), но темп изменения давления одинаков для всех точек области. Состояние давления в упомянутой области может быть названо квазиустановившимся.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Дебит возмущающей скважины до остановки ее, приведенный к пластовым условиям, Q 122 м3 / сутки. Соседние эксплуатационные скважины в период гидропрослушивания работают при неизменном режиме. [10]

Дебит возмущающей скважины , расположенной на расстоянии в 375 м от реагирующей, был изменен на AQ 57 1м3 / сут. [12]

В возмущающей скважине , которой может быть эксплуатационная или нагнетательная скважина, изменяется режим работы. В реагирующих скважинах - пьезометрических или простаивающих - фиксируется изменение давления. [13]

В возмущающей скважине 1 давление понижено на ДРЪ 40 ant, за счет чего в остановленной реагирующей скважине 2 через некоторое неизвестное время f установился перепад давления ДР 12 2 ото. [14]

Гидропрослушивание скважин

Лабораторные исследования газоконденсатных систем проводятся на установках фазового равновесия на рекомбинированных пробах пластового газа. При этом определяется:

- коэффициент конденсатоотдачи пласта;

- давление начала конденсации;

- давление максимальной конденсации;

- изменение состава газа и конденсата, добываемого на различных этапах разработки месторождения.

В ходе лабораторного исследования проб газа и конденсата определяют:

- состав пластового газа по характеристикам газов дегазации, дебутанизации и сепарации и определения потенциального содержания С₊₅ в пластовом газе.

- Физико-химические характеристики стабильного конденсата: плотность, фракционный состав, вязкость при различных температурах, температура помутнения, температура застывания, содержание серы, а так же молекулярную массу конденсата, показатель преломления, содержание парафинов и температуры плавления.

- Характеристику нестабильного (сырого) конденсата: состав, объемный коэффициент усадки, плотность.

- Характеристики товарных продуктов прямой перегонки и их компонентов (бензина, керосина, дизельных топлив, растворителей и т.д.) и широких фракций, служащих для вторичной переработки.

Кроме того, определяют фракционный состав добываемого стабильного конденсата в процессе истощения залежи на разных этапах разработки.

Тема 9. Гидропрослушивание скважин и новые экспресc – методы

Метод гидропрослушивания позволяет определить параметры продуктивных пластов, установить газодинамическую взаимосвязь между отдельными скважинами, провести оценку неоднородности пласта.

Сущность метода гидропрослушивания, заключается в наблюдении за изменением давления одной скважины, происходящим при изменении дебита соседней скважины.

На газовых скважинах данный метод не нашел широкого применения из-за малых эффектов взаимодействия в газовой среде. Для успешного использования этого метода в газовых скважинах необходимы высокоточная измерительная техника и незначительное расстояние между скважинами.

При проведении исследований методом гидропрослушивания выбирают две скважины – возмущающую и реагирующую. По возмущающей скважине определяют изменение дебита. В реагирующей скважине ведут наблюдение за изменением забойного давления, вызванным указанным возмущением. Результатами исследования являются кривые изменения дебита в возмущающих скважинах и давления в реагирующих, называемые кривыми реагирования (рис.9.1).

До проведения исследований необходимо провести расчет ожидаемой кривой реагирования, используя средний по месторождению параметр продуктивности пласта. Это позволит оценить время, необходимое для проведения исследования и класс точности измерительного оборудования. В качестве возмущающей скважины выбирают действующую или простаивающую добывающую скважину. Перед началом исследования такая скважина должна работать с некоторым установившимся дебитом и забойным давлением. В качестве реагирующей могут быть использованы простаивающие или специально остановленные скважины, находящиеся вблизи возмущающих скважин. Если в качестве реагирующей используется эксплуатационная скважина, то ее останавливают до полного восстановления давления и в течение длительного периода времени производят замер давления. После этого возмущающую скважину либо пускают в работу с дебитом постоянным в течение всего периода исследований, либо останавливают. На реагирующей скважине продолжают замер давления. Если изменение давления не фиксируется в течение длительного периода времени, существенно превышающее оценочное, то гидродинамическая связь между скважинами отсутствует. Если отмечено изменение давления зафиксируется, то исследования продолжают для получения кривой реагирования.

Обработка кривой реагирования производится следующим образом:

1. По результатам исследования строят фактическую кривую прослушивания.

2. На фактическую кривую накладывают расчетную кривую которую строят в тех же координатах, для пласта с условным параметрами.

3. Отмечают, при каких параметрах пласта фактическая кривая совпадает с расчетной кривой.

Гидродинамические исследования скважин

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.

Содержание

Методы ГДИС

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,
при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,
при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям "с учётом притока" с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние "послепритока" существенно на всём протяжении КВУ, а методики "учёта притока" часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния "послепритока" применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Борьба с поглощением промывочной жидкости

Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении 2 го ствола в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах.

Поглощение происходит при движении бурового раствора в пласт, при этом объем циркулирующего раствора в процессе промывки уменьшается, что становится заметным по снижению уровня в приемных емкостях циркуляционной системы.

нарушается циркуляция бурового раствора,
ухудшается промывка скважины,
увеличивается расход времени, материалов и реагентов на приготовление новых объемов раствора,
нередки выбросы и фонтаны.

Поглощение происходит, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового.
Поглощение промывочной жидкости - это одно из самых распространенных геологических осложнений при бурении. Удельный вес непроизводительных затрат времени и средств на Предупреждение и борьба с поглощениями занимает достаточно большое время.

Коллекторские свойства пласта
Пластовое давление
Тектонические нарушения
Давление, вызывающее разрыв пласта
Тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания

Свойства бурового раствора
Количество бурового раствора
Качество бурового раствора
Скорость СПО
Скорость проработки
Остановки в процессе бурения

Поглощения начинаются при условии, что пласты обладают достаточной гидропроводностью и перепад давления в скважине и в пласте выше определенного значения, называемого критическим.

Поглощения бывают частичными, когда циркуляция в скважине не нарушается, и полными -- с потерей циркуляции.

Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется:

снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости;
изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;
бурением без циркуляции;
подбор рецептур очистного агента, в том числе газожидкостных смесей и пены;
применение перекрывающих устройств, предотвращающих распространение тампонирующих смесей вглубь поглощающих каналов;
перекрытие трещин и полостей с применением высокопрочных тканевых оболочек;
ликвидация каверн и трещин с доставкой крупнокускового материала в зону поглощения;
бурения скважин в условиях катастрофического поглощения без выхода промывочной жидкости на поверхность;
изоляция зон поглощений «потайной» колонной.

Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей.
Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют:

Коэффициент продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
это отношение дебита скважины к депрессии.

Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины.
Не менее 4 раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки.
При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления.
Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Определяют величину депрессии на пласт.
Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта.
Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу).
Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления.

установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
отбору глубинных проб нефти
измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости 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. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

Q = K(Pпл – Pзаб) n
где К - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].
n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая;
n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления;
n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления
Q - Дебит скважины [м³/сут].
ΔP - Депрессия [МПа].
Pпо - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].
Pзаб - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП),
подвижность нефти в ПЗП,
гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

Продуктивность по нефти
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Читайте также: