Кву скважины что это

Обновлено: 07.07.2024

Гидродинамические исследования скважин

3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?

Если есть какая-нибудь информация напишите или скиньте литературку где это можно найти! ПОЖАЛУЙСТА. Очень нужно!

05 Сен 2008 Активность участников MUXA пишет:

1) методы и способы замеров Рпл на добывающих (Фонтан, ЭЦН, ШГН) и нагнетательных

2 Методы пересчета Рзаб и Рпл на зеркало ВНК и на кровлю пласта;

3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?

1) Фонтан - спуск глубинного прибора. ЭЦН - только по глубинной тееметрии (с пересчетом на перфорацию). ШГН - хз. Нагнет - глуб прибор.
2) Р=ро * g * H - вот и вся наука.
3) При спуске глубинки распределение по стволу и пропишешь, че его рассчитывать. В любом лучае для расчета надо знать хотябы тенденцию (т.е. дельту Р). North_Rain пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

MUXA пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

Фирмы (например) СИАМ, МИКОН - в яндексе набери и посмотри официальные сайты, там много инфы MUXA пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.

На ШГН:
1. Одно время применялся прямой замер спуском прибора (СТЛ-28) в затруб, если установлена
асимметричная планшайба. Но это уже экзотика.
2. Также, как у ЭЦН - Нстат на остановленной скважине (только процесс восстановления уровня дольше).
3. Опять, как и у ЭЦН, при ремонте.

Нагнетательная - еще применяется запись падения давления в затрубе с помощью устьевого манометра
(КПД - кривая падения давления). Далее - пересчет на ВДП. Естественно, это где нет пакера на НКТ.

В случае записей манометром на проволоке, без непрерывной передачи информации на поверхность,
пишутся т.н. "полочки" - спуск манометра до определенной глубины и удержание его на этой глубине,
на старых манометрах иголка писала горизонтальную линию - "полочку". И так через определенные
интервалы. Зная глубины остановки и значения давления на полочках, получали плотность
смеси в этих интервалах.

Wansh пишет:

.
На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.
.

Насчет замеров данным способом (пункт 1 и 3). При выходе ЭЦН из строя замер пластового давления можно произвести только предварительно сбив сливной клапан, иначе ты замериешь давление столба жидкости которая при остановке осталась в НКТ и пересчеты будут некорректными.
Насчет пункта 2: Газпромнефть например вид исследования как КВУ не признает информативным, так что этот способ он чисто так, дли интереса эксперимента. Тем более если скважина обводнена, распределение плотности по стволу неизвестно, а среднюю температуру по больнице брать некорректно.

Виноват, не стал расписывать тонкости, "можно сбить клапан" - это когда на рабочем ЭЦН делают замер. Такое тоже бывает,
клапан после некоторого периода эксплуатации, как правило, герметичным уже не является (для таких случаев).
При замерах манометром всегда отбивают уровни в трубках и затрубе - для контроля.
На сгоревшем - клапан конечно сбивают.

КВУ. Неважно, кто там что считает, но метод есть .
Конечно, если на большей части фонда стоят датчики, то метод теряет смысл, а если датчиков нет?
Также теряет смысл при наличии пакера на НКТ.

Если скважина сильно обводнена, то метод вновь применим с плотностью воды.

Кву скважины что это

Под гидродинамическими методами исследований скважин понимается система мероприятий, проводимых по специальным программам с целью определения комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин (пластового давления, фильтрационных и геометрических параметров) путем установления взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

Различают ГДИ на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной кривой и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления (падения) давления или кривой восстановления уровней.

Выбор оптимальной технологической схемы гидродинамических исследований обуславливает полноту и достоверность получаемых результатов.

Кву скважины что это

Виртуальный тур
Оставить отзыв

Метод кривой восстановления уровней (КВУ)

применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями). Проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток и подъем уровня в стволе скважины. Изменение давления в основном определяется подъемом уровня за счет продолжающегося притока жидкости из пласта. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП).

Проведения гидродинамических исследований (ГДИ) по технологии кривой восстановления уровней (КВУ)

При исследовании методом КВУ после снижения уровня свабом устье скважины остается открытым. В стволе скважины происходит подъем уровня жидкости. Сжатие жидкости в стволе скважины играет несущественную роль, изменение давления (т.н. кривая притока или КВУ) в скважине в основном определяется изменением гидростатического давления вследствие подъема уровня [4, с. 45].

Для регистрации данных, используют несколько способов измерения забойного давления.

Способ 1. Прекращают отбор жидкости из скважины. В ствол скважины опускают дистанционный или автономный манометр, устье скважины после свабирования оставляют открытым. Регистрируют кривую изменения давления во времени, т.н. кривую притока (КП).

Способ 2. При проведении ПГИ в свободное время ожидания между потокометрическими измерениями скважинный прибор устанавливают на одну и ту же глубину и регистрируют фрагменты изменения давления во времени. Затем эти фрагменты сшиваются при обработке в одну кривую изменения давления и обрабатываются.

Способ 3. При подготовке скважины для освоения свабом, при спуске колонны НКТ в специальном контейнере за НКТ спускают автономный манометр. Он регистрирует всю историю изменения давления в скважине при освоении свабом. После подъема НКТ извлекают манометр и получают КИД, которая содержит зависимость давления от времени для всех периодов и циклов свабирования [1, с. 24].

Длительность кривой изменения давления зависит от продуктивности скважины, плотности жидкости, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и наклона ствола скважины к вертикали. При регистрации КП дистанционным прибором достаточная длительность регистрации может быть оценена в процессе измерений. Для этого достигнутое время регистрации делят пополам и находят отношение приращения давления р₂ к приращению давления р₁ за первую половину времени. Если это отношение меньше 2/3, то такая КП может быть обработана с целью определения гидродинамических параметров пласта. При использовании автономных манометров такой возможности нет. Для предварительной оценки минимального времени регистрации КП можно воспользоваться формулой:

(1)

Где V—объем жидкости, который должен поступить в ствол скважины для установления статического уровня; Q₀ — дебит в момент остановки скважины.

Объем V можно оценить как произведение S на H, где S- площадь сечения поднимающегося в стволе остановленной скважины потока, а H — разница между динамическим и статическим уровнями жидкости в стволе скважины [5].

За указанное время не произойдет полного восстановления давления в пласте и скважине, а ожидается примерно трехкратное уменьшение первоначального дебита. Поэтому целесообразно, по возможности, реальное время регистрации КП выбрать больше t₀ [3, c. 26].

При регистрации КП автономным манометром определяют не менее 4–5 положений динамического уровня и глубины НВР в стволе скважины, равномерно распределив измерения на весь интервал исследований.

При регистрации КП дистанционной комплексной аппаратурой измерение давления в точке прерывается, определяется положение ДУ и НВР, затем прибор возвращается на прежнюю глубину измерения и продолжается запись изменения давления во времени. При обработке из фрагментов формируется одна кривая притока [3, с. 93].

Обработка данных.

Гидропроводность — это способность пласта-коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью) и выражается формулой:

(2)

где — гидропроводность пласта; k — проницаемость; h — толщина пласта; — вязкость жидкости, насыщающей поры пласта.

Есть методы обработки данных КВУ позволяющие определить гидропроводность пласта и оценить состояние призабойной зоны через скин-фактор. Среди методов линейной анаморфозы это операционный метод Баренблатта и обобщенный дифференциальный метод Мясникова. Для их корректного использования необходим учёт всей истории изменения дебита и забойного давления в скважине [2, с. 79].

Скин-фактор — это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению дебита по сравнению с совершенной скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение прискважинной зоны и прочие нелинейные эффекты. Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине:

(3)

где K — коэффициент продуктивности; Q — дебит; — изменение давления; S — скин-фактор.

Получаем выражение для скин-фактора:

(4)

где S—скин-фактор; K₀ _— потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора); K— фактическая продуктивность реальной скважины; R_к — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами); r_c — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

По результатам обзора технологий освоения малодебитных скважин и гидродинамических исследований в процессе освоения скважин можно сделать следующие выводы:

− свабирование является самым распространенным способом освоения скважин;

− геофизические и гидродинамические исследования удачно вписываются в технологию освоения скважин свабом;

− при освоении скважин свабом ГДИ обычно реализуются по технологии КВУ, в результате этого определяют только коэффициент продуктивности и пластовое давление;

− гидродинамические поля — источник дополнительной информации, часто получаемой при освоении скважин попутно. Интерпретация и обработка данных ГДИ и геофизических исследований должна быть комплексной. ГДИ легко вписываются во все известные технологии освоения нефтяных скважин.

КВД (КВУ)

Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

· Исследование методом отборов (ИД)

· Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом отборов (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на добывающих скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое (динамический уровень) на различных режимах работы скважины

· Дебит добывающей жидкости на различных режимах работы скважины

· Обводненность продукции скважины на каждом режиме

Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на нагнетательных скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое на различных режимах работы скважины

· Расход закачиваемой жидкости на различных режимах работы скважины

· Модель течения в пласте;

· Наличие и параметры техногенной трещины;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус исследования);

Исследования на неустановившихся режимах

Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

КВД (КВУ)

Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора

· Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины

Гидродинамические исследования механизированных нефтяных скважин с регистрацией КВУ и КВД

1.1. Исследования с регистрацией кривой восстановления уровня

Гидродинамические исследования методом регистрации КВУ относятся к одноцикличным нестационарным технологиям и заключаются в регистрации кривой восстановления уровня после остановки стабильно или периодически работающей на режиме отбора скважины. Метод регистрации КВУ применяется также в процессе освоения и ремонтных работ после снижения уровня компрессором или свабом. Принципиальная схема устьевого и подземного оборудования при проведении исследований методом КВУ в скважинах, оборудованных ЭЦН, приведена на рисунке 1., а.

Обязательным условием проведения исследований с целью определения ФЕС пласта является использование автоматических уровнемеров, позволяющих вести регистрацию уровней с заданной периодичностью. В скважинах, оборудованных ЭЦН, дополнительно могут проводиться устьевые замеры буферного давления и глубинные замеры давления в НКТ с помощью манометра.

В результате исследований методом регистрации КВУ получают следующую гидродинамическую информацию: коэффициент продуктивности скважины, пластовое давление, скин-фактор и фильтрационные свойства пласта. Достоверность определения скин-фактора и ФЕС пласта по КВУ, как правило, ниже, чем при исследованиях методом КВД, особенно при обводненности продукции менее 50 %, низких депрессиях (менее 20 атм) и при высоком газовом факторе (более 100 м3/т).

Исследования методом регистрации КВУ могут также выполняться с одновременной регистрацией кривой восстановления уровня и давления глубинным манометром или телеметрической системой. В этом случае должна обеспечиваться синхронизация замеров данных параметров.

Основные причины низкой достоверности данных, получаемых при интерпретации КВУ:

1) ошибки замера уровня при образовании пены в затрубном пространстве и низкая точность регистрации уровня;
2) длительный послеприток, который в низкопродуктивных скважинах может продолжаться до 1–2 месяцев;
3) переток жидкости из НКТ во время исследования при негерметичности подземного оборудования (клапана-отсекателя или НКТ);
4) погрешности пересчета устьевых замеров уровня в забойные давления.

Рис. 1. Схема компоновки оборудования и измерительных приборов при исследовании механизированной скважины методом КВУ и с автономными манометрами и телеметрической системой на приеме ЭЦН:
а) схема скважинной компоновки и обвязки устьевого оборудования; б) скважинная компоновка с автономными манометрами в НКТ и на приеме насоса; в) скважинная компоновка с автономным манометром в НКТ и телеметрической системой;
1 — ЭЦН, 2 —клапан-отсекатель, 3 — реперный патрубок, 4 — план-шайба, 5 — образцовые и электронные устьевые манометры, 6 — уровнемер, 7 — замерная установка (ГЗУ, ОЗНА, АСМА), 8 — станция управления ЭЦН, 9 — электронный глубинный манометр в НКТ над клапаном-отсекателем, 10 — манометр ниже ЭЦН, 11 — телеметрическая система

При исследовании сильно обводненных скважин отмечается удовлетворительная достоверность определения параметров скважины и пласта. Преимущества исследований механизированных скважин методом регистрации КВУ заключаются в простоте выполнения работ и отсутствии необходимости применения специальных скважинных компоновок.

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

В промысловой практике нашли широкое применение исследования механизированных добывающих скважин с регистрацией давления глубинными манометрами или дистанционными телеметрическими системами с датчиками давления и температуры. На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при выполнении исследований с контролем давления автономными глубинными манометрами (б) и телеметрической системой (в).

Доставка манометров в скважину по схеме 1., б производится одновременно со спуском насосного оборудования. Манометры размещаются в хвостовике или трубном держателе под насосом, также может устанавливаться дополнительный манометр в НКТ выше клапана-отсекателя для контроля герметичности компоновки [8, 9]. Подъем приборов выполняется в процессе последующего ремонта скважины. В процессе исследований ведется непрерывная регистрация давления на забое скважины и дебита жидкости, дополнительно может проводиться регистрация давления в НКТ над обратным клапаном и на устье скважины. При пуске скважины в работу глубинный манометр, установленный ниже насоса, регистрирует весь процесс изменения давления, включая кривую стабилизации давления при выводе скважины на режим и кривую восстановления давления или несколько КВД после остановки (остановок) скважины. Исследования с использованием автономных манометров более информативны по сравнению с регистрацией уровней на устье и позволяют получить более достоверные параметры пласта. Вместе с тем метод не получил широкого распространения ввиду того, что в период работы скважины и до подъема оборудования отсутствует возможность анализа кривой изменения давления и определение параметров скважины и пласта.

Для проведения гидродинамических исследований механизированных добывающих скважин нашли широкое применение телеметрические системы в компоновке с электроцентробежными насосами, включающие погружную часть с датчиками давления, температуры и наземный блок с преобразователем и электронным накопителем данных (рис. 1.16, в). Оборудование широко применяется для исследований на установившихся и неустановившихся режимах, гидропрослушивания пласта, долгосрочного мониторинга забойного давления в межремонтный период эксплуатации механизированных скважин [12–14]. Дистанционная передача сигналов с датчиков ТМС по кабелю ЭЦН на преобразователь позволяет в реальном времени получать информацию о давлении на приеме насоса в течение всего межремонтного периода эксплуатации скважины, а также в периоды плановой остановки на регистрацию кривой восстановления давления. Существует возможность регистрации КВД при незапланированных остановках или в период ожидания ремонтных работ. Точность регистрации давления на приеме насоса зависит от типа телеметрической системы и разрешения датчика давления. При использовании ТМС с высокой разрешающей способностью (0.01 атм) обеспечивается более надежное диагностирование на производной давления процессов фильтрации, корректный выбор интерпретационной модели и высокая достоверность параметров пласта.

В процессе регистрации КВД необходимо выполнять дополнительные замеры устьевых и глубинных параметров: буферного и затрубного давлений, уровней в затрубном пространстве и давления в НКТ с помощью глубинного манометра. Давление в НКТ над установкой ЭЦН регистрируется с целью контроля герметичности оборудования и дальнейшего учета перетоков жидкости при интерпретации. Глубина установки манометра в НКТ для контроля герметичности подземного оборудования выбирается на 30–100 м выше подвески погружного насоса (в зависимости от расположения клапана-отсекателя). Замеры уровней и давлений в затрубном пространстве рассматриваются в качестве вспомогательных и используются при интерпретации КВД в случае отказа средств телеметрии в ходе исследований.

При проведении исследований механизированных скважин методом регистрации КВД в дополнение к необходимым условиям исследования фонтанных скважин следует соблюдаться следующие требования:

– для контроля герметичности клапана-отсекателя и НКТ и выявления перетоков жидкости при КВД необходимо проводить регистрацию давления в лифтовых тубах путем установки глубинного манометра над ЭЦН выше клапана-отсекателя;

– для надежного диагностирования участка радиальной фильтрации рекомендуется проводить моделирование исследований, в том числе с учетом взаимовлияния окружающих добывающих и нагнетательных скважин.

Литература

Курочкин В. И., Санников В. А. Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин : монография. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. — 372 с.
Вольпин А. С., Мясников Ю. А. и др. Анализ применения ГДИС-технологий в информационном обеспечении проектирования разработки // Нефтяное хозяйство. 2002. № 5. С. 58–60.
Барышников А. В., Кременецкий М. И. и др. Формирование системы промыслового мониторинга на основе долговременных исследований стационарными датчиками на приеме насоса // Нефтяное хозяйство. 2009. № 12. C. 41–44.
Ипатов А. И., Нуриев М. Ф., Белоус В. Б. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей // Нефтяное хозяйство. 2009. № 10. С. 58–62.

Внимание!

На сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» приведены результаты интерпретации исследований механизированных нефтяных скважин с регистрацией КВУ и КВД в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС» (файлы интерпретации, краткий отчет).

Интерпретация результатов исследования методом КВУ.

Применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями). Проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток и подъем уровня в стволе скважины. Изменение давления в основном определяется подъемом уровня за счет продолжающегося притока жидкости из пласта. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП).

Особенности:

длительность регистрации КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины;
как правило, параллельно проводят замеры статического и динамических уровней раздела газожидкостных фаз флюида;
при вызове притока свабированием в скважинах с прогнозируемыми высокими дебитами следует использовать автономные приборы;

Основными параметрами, получаемыми по кривой притока, являются:

пластовое давление;
коэффициент продуктивности;
дебит скважины.

Интерпретация результатов исследования методом 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.

Для определения свойств удаленной зоны пласта по кривым восстановления давления (КВД) может быть применен метод касательной, основанный на уравнении упругого режима, которое описывает процесс восстановления давления в скважине.

Поэтому теоретическая КВД в данных координатах должна иметь вид прямой с угловым коэффициентом ВКВД и отсекаемым на оси ординат отрезком АКВД. На практике форма КВД искажается из-за продолжающегося притока жидкости в скважину после ее остановки (немгновенная остановка скважины) и изменения характеристик пласта в ПЗП.

Для обработки следует выбирать участок, на котором КВД приближается к своей асимптоте. Продолжением прямолинейного участка до оси ординат определяют значение АКВД, по уклону этого участка – значение В_КВД ( B_КВД = tga ).

Метод касательной является распространенным и часто используемым в практике интерпретации КВД. Его основным преимуществом считается простота применения, основным недостатком – сложность выбора прямолинейного участка для обработки.

Программные продукты, применяемые для интерпретации результатов ГДИС.

ГДИС – комплекс мероприятий, направленных на изучение фильтрационно-емкостных характеристик пластов и продуктивных свойств скважин с помощью регистрации изменения забойных и пластовых давлений скважин при известных дебитах и свойствах пластовых флюидов.

Сапфир и аналоги

Saphir - Приложение впервые было разработано двадцать лет назад двумя инженерами, которым был нужен инструмент для проведения собственных интерпретаций. С тех пор Saphir приобрел доминирующее положение при 3000 коммерческих лицензий среди операторов, сервисных компаний и консультантов. Saphir загружает неограниченное множество данных о дебитах, давлениях и так далее практически в любом формате. У Saphir есть полная гамма средств для выбора, удаления, контрольной фильтрации, объединения, разделения, перемещения и сдвига любых данных о дебитах и давлениях, в графическом и численном представлении. Saphir позволяет выбрать один или несколько манометров и (или) временных периодов и генерировать полулогарифмический и билогарифмический график с производной Бурдэ в качестве основного средства диагностики. Это можно дополнять другими факультативными специализированными инструментами. Saphir предлагает обширный аналитический каталог КВД, позволяя комбинировать традиционные модели скважин, коллекторов и граничных условий, дополненные более изощренными внешними моделями. Полученные модели можно уточнить, совместить с данными числовой модели и исследовать на чувствительность.Есть возможность с помощью последних разработок в методе деконволюции извлекать эквивалентный расширенный отклик давления из нескольких последовательных периодов КВД. С помощью программы можно спроектировать исследование. Для этого доступны все аналитические и численные модели Saphir, тем самым создается так называемый «виртуальный манометр», с помощью которого можно моделировать полноценный анализ.

PanSystemTM – лидирующее в промышленности программное обеспечение для интерпретации данных ГДИС. Данный продукт используется как корпоративный стандарт многими транснациональными и национальными нефтегазодобывающими компаниями. Этот документ содержит описание технологии, используемой в PanSystemTM и способ применения её для анализа данных ГДИС. Здесь и далее по тексту вместо термина интерпретация используется более подходящий для PanSystem термин анализ.

Topaze – это модуль для анализа добычи. С момента внедрения в 2003 году Topaze значительно продвинулся вперед. Старые методы допущения функций постоянного давления или эмпирического падения были заменены на процесс, в котором задействована такая продвинутая методология, как график Блэйсингейма, и использующий истинную диагностику на базе аналитических и численных возможностей моделирования, разработанных в Анализе данных гидродинамических исследований скважин.

Emeraude – геофизические исследования скважин. От вертикальных нагнетательных скважин до горизонтальных или наклонно-направленных добывающих скважин с большими зенитными углами, приложение обеспечивает обширный и интуитивно-понятный инструментарий для получения результатов из каротажных данных в диапазоне от простых до наиболее сложных снарядов и оснасток. В настоящее время Emeraude - это автономное приложение, которое перейдет в оболочку Ecrin в пятом поколении.

Diamant Master ( Diamant ) – серверное приложение для клиентовKAPPA, предназначенное для работы с данными от стационарных глубинных манометров. Программа непрерывно отображает исходные данные от любого источника, сокращает число точек путем интеллектуальной фильтрации, сохраняет отфильтрованные данные и позволяет их совместное использование. Записанные в базе данных Diamant Master данные, выполненные анализы и технические объекты можно создавать, редактировать, удалять и перемещать в любой другой модуль Ecrin. Версия Diamant для рабочих станций сохраняет многие функции Diamant Master, но она рассчитана на небольших операторов.

Rubis – это комплексный трехмерный трехфазный симулятор. Цель данного симулятора заключается в совмещении данных о добыче с моделью, как можно эффективнее, быстрее и проще. Rubis позволяет за считанные минуты строить простые трехфазные, трехмерные численные модели, при этом интуитивно-понятные.

Для интерпретации результатов исследований нестабильно работающих скважин широко используется метод «КВУ». Технология работ этим методом включает:

· снижение динамического уровня в стволе при насосной эксплуатации или освоении скважины путем свабирования или компрессирования;

· получение кривых изменения во времени забойного P_з, буферного P_б и межтрубного P_м давлений в процессе восстановления динамического уровня.

Величины P_б и P_м определяются на устье скважины. Забойное давление может быть непосредственно замерено глубинным манометром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и динамического уровня (аналогично п.3.1.1).

Обработка результатов состоит в расчете кривой изменения во времени дебита скважины и в построении по кривым давления и дебита индикаторной диаграммы.

Для расчета кривой дебита временной интервал КВУ разбивается на локальные отрезки Dt. Длина отрезков подбирается эмпирически и, как правило, составляет от нескольких десятков секунд до нескольких минут.

Наиболее оптимален для исследований вариант, когда трубки и межтрубье полностью открыты и скважина не переливает. В этом случае дебит для каждого выбранного временного отрезка рассчитывается по формуле:

(3.2.1)

где : DP - изменение забойного давления за время Dt, S=S_НКТ+S_М - площадь сечения потока флюида (S_НКТ - внутреннее сечение НКТ, S_М - сечение межтрубья), r - плотность флюида, g- ускорение свободного падения.

При открытых трубках и перекрытии межтрубного пространства пакером дебит также рассчитывается по формуле (3.2.1), но при использовании в качестве величины S (внутреннего сечения НКТ S=S_НКТ).

При закрытых трубках и межтрубье (при наличии противодавления на устье) дебит для каждого временного отрезка рассчитывается в следующей последовательности:

· Рассчитывается дебит по НКТ

(3.2.2)

· Рассчитывается дебит по межтрубью

(3.2.3)

· Рассчитывается суммарный дебит

(3.2.1)

где : - изменение разности буферного и забойного давлений во временном отрезке , - изменение разности затрубного и забойного давлений во временном отрезке .

Измерения в случае подсоединения трубой или затрубья к выкидной линии крайне нежелательны, поскольку искажающее влияние колебаний давления в линии не всегда может быть точно учтено даже при самых тщательных устьевых замерах.

По кривым изменения во времени давления и дебита строится индикаторная диаграмма. Методика построение индикаторной диаграммы состоит в следующем. Для каждого из выделенных ранее временных отрезков Dt определяется дебит Q и среднее давление P_{ПЛ СР.} Точки с координатами íQ, P_{ПЛ СР}ý наносятся на кросс-плот. Таким образом, количество точек на диаграмме достаточно велико.

Критерием достоверности индикаторной диаграммы является возможность ее аппроксимации линейной зависимостью с коэффициентом корреляции не хуже 0.7-0.8 и превышение диапазона изменения дебита над его флуктуациями во времени в 3-5 раз и более. Обработка индикаторной диаграммы аналогична описанной в п. 3.1.2.

Рис. 3.2.1.1 – 3.2.1.3 иллюстрируют случай, когда продолжительность циклов простоя скважины недостаточна для оценки коэффициента продуктивности методом индикаторной линии. На рис. 3.2.1.1 изображена кривая изменения давления во времени в процессе освоения скважины и результат расчета дебита в двух временных интервалах подъема уровня. На рис. 3.2.1.2 и 3.2.1.3 приведены индикаторные диаграммы для названных интервалов. Ввиду незначительного изменения дебита (из-за малой проницаемости исследуемых коллекторов) продуктивность определяется неуверенно. Пример удачного выбора временного интервала для построения индикаторной линии приведен на рис. 3.2.2.9.

Основным параметром, определяемым по КВУ, является коэффициент продуктивности, численно равный тангенсу угла наклона индикаторной диаграммы. Точки пересечения индикаторной диаграммы с координатными осями определяют пластовое давление и абсолютно свободный дебит (аналогично рис. 3.1.2.1). По величине коэффициента продуктивности рассчитывают гидродинамические свойства пласта по схеме рис.3.1.1.1.

3.2.2 Совместная обработка кривых изменения давления и дебита произвольного вида во времени

3.2.2.1Методы обработки, основанные на линейных анаморфозах

Основной недостаток рассмотренного выше метода КВУ состоит в невозможности раздельного изучения пласта и ближней зоны, а значит и оценки скин-фактора. Для решения этой задачи используется более совершенный способ совместной обработки непрерывных кривых давления и дебита. В его основе лежат аналитические соотношения, описывающие изменение давления в пласте при заданном законе изменения дебита во времени и известной геометрии пласта. Ниже рассмотрены ряд методов обработки получаемой информации, основанные на линейных анаморфозах различного вида.

· Дифференциальный метод предполагает представление результатов измерений линейной зависимостью в координатах:

где: - текущее значение давления, - текущее значение дебита, - пластовое давление, - относительная функция времени и дебита.

По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность и относительную пьезопроводность пласта. Далее, в соответствии со схемой рис. 3.1.1.3 определяют весь набор гидродинамических характеристик.

· Разностный дифференциальный метод предполагает представление результатов измерений линейной зависимостью в координатах:

где: - текущее значение давления, - текущее значение дебита, - относительная функция времени и дебита, , , - то же для начального времени интервала обработки.

Преимуществом данного метода является возможность использования его в отсутствии данных о пластовом давлении. Но следует иметь в виду, что при данном способе обработки увеличивается вероятность ошибки вследствие неучета реальной геометрии пласта. Недостатком метода является также его повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита.

· Относительный дифференциальный метод предполагает представление результатов измерений линейной зависимостью в координатах:

По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность пласта. Далее, в соответствии с упрощенной схемой рис. 3.1.1.3 определяют гидродинамические характеристики.

Метод позволяет оценить проницаемость пласта и производные гидродинамические характеристики. При этом оценка величины скин-фактора исключена. Недостатком метода является также его повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита.

· Интегральный метод предполагает представление результатов измерений линейной зависимостью в координатах:

где: - интегральная функция давления, - интегральная функция дебита, - пластовое давление, - относительная функция времени и дебита.

· Разностный интегральный метод предполагает представление результатов измерений линейной зависимостью в координатах:

где: - интегральное значение давления, - интегральное значение дебита, - относительная функция времени и дебита, , , - то же для начального времени интервала обработки.

По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность и относительную пьезопроводность пласта. Далее, в соответствии со схемой рис. 3.1.1.3 определяют остальные гидродинамические характеристики.

Преимуществом данного метода является возможность обработки результатов в отсутствие данных о пластовом давлении. Но следует иметь в виду, что при данном способе обработки увеличивается вероятность ошибки за счет неучета реальной геометрии пласта. Недостатком метода является также его повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита.

где: - интегральная функция давления, - интегральная функция дебита, - относительная функция времени и дебита, , , - то же для начального времени интервала обработки.

Метод используется для оценки проницаемости пласта и других сопутствующих гидродинамических характеристик. При этом оценка величины скин-фактора исключена. Недостатком метода является повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита

На рис 3.2.2.1 представлен тестовый пример (расчетные кривые давления и дебита). На рис. 3.2.2.2 – 3.2.2.7 приведены схемы обработки результатов гидродинамических исследований перечисленными выше методами на базе указанного тестового примера.

поведение дебита при КВУ

в своей статье, посвященной изучению метода деконволюции применяемой для интерпретации КВД, профессор Стюарт приводит картинку аппроксимации дебита с течением времени (см. рис). дебит по математической модели показывает некий скачок после закрытия скважины, т.е. в начальный момент времени. в то время как в реальности такого не может происходить. мат модельеры может сталкивались с таким явлением и оправдано ли оно и вследствие чего может возникать такая вещь? ______.jpg

29 Дек 2008 Активность участников

Если ты серьезно решил заняться ГДИС то забудь про КВУ. )))

Растоффкий, уже занимаюсь и именно КВУ. нужен ответ теоретика.

Если ты серьезно хочешь заниматься ГДИС, то начни с КВУ. На то мы инженера чтобы работать с любыми данными и вытягивать из них все. Скптиков всегда много. Конечно легче потратить на ремонт половину ГРП чтобы сделать нормальное исследование (КВД) и понять что теперь оно уже точно нерентабельно

спасибо за поддержку, но может быть кто нибудь непосредственно по вопросу ответит?

Forward пишет:

а какой там дебит если скважину закрыли? может я чета не понял

По ходу это коэффициент влияния ствола скважины, когда дебиты меряют на устье, а на забое приток продолжается. Скачок вызван видимо изменением сжимаемости флюда по стволу.

Читайте также: