Современные методы измерения давления в скважине

Обновлено: 07.07.2024

Технология проведения исследований

Стандартные исследования на стационарных режимах для газовых скважин проводят согласно ''Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин'' с целью определения следующих параметров:

1. Коллекторских и фильтрационных свойств пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины.

2. Физико-химических свойств газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и т.д.

3. Гидродинамических и термодинамических условий в стволе скважины в процессе её эксплуатации.

4. Изменения фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи.

5. Условий скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения.

6. Технологического режима работы скважин при наличии различных факторов (разрушение призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды и т.п.).

Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе исследовательских работ. Объём исследований, который предусмотрен программой, устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструмент. Их монтируют на скважине по схемам, приведенных на рисунках 1 и 2.

Перед началом исследований скважины необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по ней. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, необходимо выбрать ускоренные методы испытания скважины. Перед началом исследования следует определить давление на устье простаивающей скважины (статическое давление). Исследования следует начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму - прямой ход. Скважину следует запускать с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного устьевого давления и дебита. Забой скважины при исследованиях должен быть чистым, а, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму, что приводит к сильному искажению индикаторной линии.

Значения забойных давлений, дебита и температуры фиксируются после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме - диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме (штуцере) составляют один режим работы скважины.

Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 3.


Рисунок 3. Характер изменения давления при исследовании газовой скважины на одном режиме

Процесс перераспределения давления в пласте (процесс стабилизации давления и дебита после пуска) зависит от фильтрационных и ёмкостных параметров пористой среды и насыщающих её жидкостей и газов. Поэтому при исследовании скважины следует фиксировать статическое давление перед пуском скважины, процесс стабилизации давления и дебита, параметры скважины при работе после стабилизации давления, дебита и температуры и процесс восстановления давления после закрытия. Этот комплекс информации при соответствующей обработке позволяет определить большое число фильтрационных, ёмкостных и технических характеристик пласта и ствола скважины.




После достижения статического давления скважину пускают в работу на новом режиме, отличающемся от первого большим дебитом и меньшим забойным давлением. На втором режиме , так же как и на первом, регистрируются процессы стабилизации забойного давления и дебита, параметры после стабилизации режима и процесс восстановления давления до достижения статического давления. Таким же образом снимаются показания давления, дебита и температуры на всех 5 - 8 режимах (рисунок 4).


Рисунок 4. Характер изменения давления при исследовании газовой скважины на стационарных режимах

Обработка полученных результатов исследования позволяет определить: режим работы скважины; коэффициенты фильтрационных сопротивлений тремя способами - по индикаторной кривой, по кривым стабилизации давления и дебита, и по сочетанию забойных давлений и дебитов без использования пластового давления; проводимость тремя методами ухудшения или улучшения параметров призабойной зоны; пьезопроводность пласта, наличие экранов и ухудшений параметров пласта за пределами призабойной зоны, ёмкостные параметры пласта, приведенный радиус скважины и др.

При исследовании скважин методом установившихся отборов необходимо: соблюдать условия стабилизации и восстановления давления; наблюдать за давлением в межколонном пространстве; замерять давление, температуру, дебит газа, воды, конденсата; определять количество твердых примесей. При наличии жидкости в потоке газа один из режимов обратного хода должен быть проведен с наименьшим дебитом, что позволит определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции. При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа, определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование скважины затрудняет измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.

Если скважина, в которой будут выполнены исследования, работала перед началом испытания, то её следует закрыть и дождаться полного восстановления давления.

Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "А" и "В"

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:

- от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;

- от законов фильтрации;

- от механических, ёмкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

- от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

- от термобарических параметров пористой среды и природных углеводородов (газ, газовый конденсат и др.);

- от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

- от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

- от величины газонасыщенности (газонефтенасы-щенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров.

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов "А" и "В" (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости; плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов "А" и "В" невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов "А" и "В", и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов "А" и "В".

Уравнение притока газа к забою скважины описывается двухчленной формулой вида

где q - дебит газовой скважины при стандартных условиях, тыс.м 3 /сут;

Рпл и Рзаб – пластовое и забойное давление соответственно, МПа;

"А" и "В" – коэффициенты фильтрационных сопротивлений для гидродинамически несовершенной как по характеру, так и по степени вскрытия газовой скважины:

где С1, С2 и С3, С4 – коэффициенты несовершенства скважины как по степени, так и по характеру вскрытия соответственно.

Как следует из формулы (1) притока газа (газоконденсатной смеси) к скважине, в одном уравнении имеются два неизвестных коэффициента сопротивлений. При известных значениях величин пластового и забойного давлений и дебитов для определения коэффициентов "А" и "В" необходимо как минимум два уравнения притока с одинаковыми значениями "А" и "В". Однако, учитывая возможные ошибки при определении пластовых и забойных давлений и дебитов, приводящие к большим погрешностям в величинах "А" и "В", двухрежимный метод не получил широкого распространения, хотя математически такой метод не требует дополнительного обоснования.

Для определения вышеуказанных коэффициентов используют следующие уравнения:

где = hвскр / h – относительная толщина вскрытия продуктивного пласта;

h –толщина продуктивного пласта, м;

hвскр – вскрытая (неперфорированная) толщина продуктивного пласта, м;

n – число перфорационных отверстий;

R0 – радиус каверны образуемый при перфорации, м;

Rпр – приведенный радиус влияния скважины, м;

Rс – радиус скважины, м.

Исследование газовой скважины на стационарном режиме сводится к замеру дебитов и забойных давлений на нескольких режимах. После преобразования уравнения (1) оно примет вид

Коэффициенты "А" и "В" находятся либо по графикам, либо могут быть рассчитаны по методу наименьших квадратов:

Характерный вид этой зависимости приведен на рисунке 5.


Рисунок 5. Индикаторная диаграмма исследования скважин на стационарных режимах

При исследовании скважин часто используется метод измерения дебита в условиях критического течения газа. Устройством для измерения дебита при критическом течении является ДИКТ.

Дебит газа при критическом течении определяют по формуле

где Р - давление перед диафрагмой, МПа;

q - дебит газа, тыс. м 3 /сут;

- относительная плотность газа;

Т - температура газа перед диафрагмой, К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при Рпр. и Тпр. определяют из графика зависимости Z = Z (Рпр., Тпр.).

С - коэффициент, зависящий от диаметров диафрагм, определяется расчетным путем:

С = - 0,11768 + 0,23326 . 10 2 . d - 0,18323 . 10 2 . d 2 +0,76659 . . 10 . d 3 - 0,18238 . 10 . d 4 + 0,25844 . d 5 – 0,21547·10 -1 . d 6 + 0,97495 . 10 -3 . D 7 – 0,18451 . 10 -4 . d 8 , (13)

где d - диаметр проходного сечения диафрагмы, мм.

С = - 0,521208 . 10 5 + 0,19917 . 10 5 . d - 0,31389 . 10 4 . d 2 + 0,27737 . 10 3 . d 3 - 0,15036 . 10 2 . d 4 + 0,51239 . d 5 - 0,10724 . 10 -1 . d 6 + 0,12610 . 10 -3 . d 7 - 0,63804 . 10 -6 . d 8 (14)

Вычисленное значение коэффициента расхода С получено при сравнительно низких давлениях. Однако изменение расхода газа при испытании скважин происходит в весьма большом диапазоне изменения давления и температуры. Поэтому в формулу (12) внесена поправка d, зависящая от давления и температуры. Величина d может быть определена по формуле вида:

d = - 0,5170 + 1,6184 . Тпр. - 0,4430 . Тпр. 2 + Рпр. . (1,2039 – 1,2309 . Тпр. + 0,3223 . Тпр. 2 ) + Рпр. 2. (-0,1009 + 0,1102 . Тпр. – 0,03 . Тпр. 2 ) . (15)

Современные методы измерения давления в скважине

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

В настоящее время имеет место значительное увеличение точности и надежности датчиков давления. Датчики давления имеют разрешение лучше 0.01 psi и абсолютную точность измерения порядка одного psi. Это особенно важно при исследовании высокопродуктивных пластов, когда после быстрого увеличения давления в скважине в течение длительно времени происходит очень медленное увеличение давления. В этом случае изменения температуры, которые происходят во время испытания скважины, могут изменить даже характер изменения давления во время второй медленной стадии - давление может уменьшаться, а не увеличиваться в остановленной скважине.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения давления в скважине за счет учета влияния неизотермических эффектов.

В соответствии с предлагаемым способом измеряют давление в скважине и температуру по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины. Затем определяют нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины и рассчитывают изменение плотности скважинного флюида и изменение длины НКТ при остановке скважины. На основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ корректируют результаты измерения давления в скважине.

Нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют либо путем проведения измерений температуры вдоль ствола скважины с помощью системы датчиков, распределенных по стволу скважины на разных глубинах, либо посредством численного или аналитического моделирования профиля температуры. При необходимости непрерывные нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины получают путем интерполяции измеренных температур.

Измерение давления проводят с помощью по меньшей мере одного датчика, расположенного на фиксированной глубине в скважине.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведено сравнение динамики восстановления забойного давления во время остановки скважины в изотермических и неизотермических условиях, на фиг. 2 - расчетные скважинные температуры на глубине датчика и на поверхности во время исследования скважины, на фиг. 3 - расчетное скважинное давление на глубине датчика во время исследования скважины, на фиг. 4 - нестационарные профили температуры по стволу скважины для режима остановки скважины, используемого для обработки результатов ГДИ, на фиг. 5a - изменение средней температуры скважинного флюида между точкой крепления НКТ и датчиком давления, на фиг. 5b - плотность скважинного флюида между датчиком и верхней границей пласта, на фиг. 5c - изменение длины НКТ (правый график) во времени при остановке скважины, на фиг. 6 - сравнение динамики восстановления давления в нефтяном пласте после добычи без учета неизотермических эффектов и с учетом неизотермических эффектов.

Исследования скважин подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. На первом периоде скважина открывается на работу с постоянным или переменным дебитом, при этом давление в скважине падает. Через некоторое время, в зависимости от целей испытания скважины, свойств пласта, состояния призабойной зоны пласта, свойств пластового флюида и депрессии на пласт, скважина останавливается и давление восстанавливается к начальному значению.

Обычно датчики давления и температуры размещают на НКТ, приблизительно на расстоянии L0=100 м выше верхней границы пласта. Поскольку температура добываемого флюида существенно выше, чем средняя температура вышележащих пород, при добыче происходит прогрев пород вблизи скважины. После остановки скважины температура около-скважинного пространства уменьшается, охлаждается к геотермальной температуре и, соответственно, уменьшается средняя температура флюида, заполняющего скважину. Расчеты показывают, что в случае глубоких скважин (4000-6000 м) средняя температура скважинного флюида может уменьшаться на 30-40°C.

Это обстоятельство приводит к следующим эффектам:

1) Увеличивается плотность флюида, заполняющего скважину между датчиком измерения давления и пластом.

2) Происходит изменение длины НКТ (закрепленной на поверхности) и изменяется положение датчика относительно пласта.

Оба эти эффекта приводят к уменьшению измеряемого давления. Изменение давления, связанное с изменением температуры в скважине, может быть рассчитано с помощью формулы (1):


где ΔP(t) - изменение давления, Па, - средняя плотность флюида в скважине ниже датчика давления, кг/м 3 , - средняя плотность скважинного флюида ниже датчика давления сразу после остановки скважины, кг/м 3 , L0 - начальное положение датчика давления сразу после остановки скважины, м, ΔL(t) - изменение длины НКТ (от точки крепления у поверхности до датчика) в остановленной скважине, м, g - ускорение свободного падения, м/с 2 .

Увеличение плотности флюида ниже датчика давления определяется объемным коэффициентом температурного расширения флюида αƒ, K -1 и изменением средней температуры флюида ниже датчика в остановленной скважине ΔT(t), K:


Уменьшение длины НКТ ΔL(t) и соответствующее изменение положения датчика определяется линейным коэффициентом температурного расширения НКТ αt, K -1 и изменением профиля температуры по глубине (от точки крепления у поверхности до датчика) в остановленной скважине.

Для определения величины ΔL(t) предлагается расстояние между точкой крепления НКТ и датчиком давления разбить на n одинаковых секций и рассчитывать уменьшение длины НКТ по формуле (3):


где Ti(t) - температура i-й секции в момент времени t (i=1, …, n) в остановленной скважине, K, Toi - температура i-й секции сразу после остановки остановки скважины, K.

Для количественной оценки обоих эффектов необходимо знать зависимость температуры скважинного флюида от глубины в разные моменты времени после остановки скважины. Нестационарные профили температуры в скважине должны быть измерены во время исследования скважины или получены в результате численного или аналитического моделирования.

Скорректированное значение давления в скважине, в котором исключено влияние изменения плотности флюида и длины НКТ, предлагается рассчитывать по формуле (4):


где Pg(t) - измеренное давление, Па, ΔP(t) - поправка, учитывающая влияние температурных эффектов, которая рассчитывается по формулам (1)-(3).

В случае высокопродуктивных пластов давление в остановленной скважине быстро увеличивается почти до начального давления. После этого происходит длительное, медленное увеличение давления, на динамику которого могут существенно повлиять рассмотренные выше температурные эффекты. В некоторых случаях возможно даже уменьшение измеренного давления со временем.

На фиг. 1 приведено сравнение динамики восстановления забойного давления во время остановки скважины в изотермических и неизотермических условиях. Пунктирной линией (Изотермическая) показана динамика восстановления давления в нефтяном пласте после добычи нефти с дебитом 2000 м 3 /день в течение 20 часов. Эта зависимость была получена с помощью модуля Saphir в программе Ecrin v4.30 при помощи опции «Test Design» для однородного пласта, имеющего толщину 100 м, проницаемость 2 Д, при скине скажины, равном 5, и внешнем радиусе пласта 1500 м. Предполагалось, что температура в пласте и в скважине постоянна.

Сплошная линия (Неизотермическая) показывает результаты расчета для того же исследования скважины, но с учетом влияния неизотермических эффектов. Предполагалось, что датчик давления находится на НКТ, на глубине 100 м выше верхней границы пласта. Согласно расчету средняя температура флюида, заполняющего НКТ, за время восстановления давления уменьшилась на 37°C, длина НКТ при этом уменьшилась на 1.7 м, а плотность флюида в скважине между датчиком давления и пластом увеличилась на 10 кг/м 3 .

Уменьшение средней температуры скважинного флюида в остановленной скважине в данном случае составляет 37°C. При обработке кривой давления (Неизотермическая), измеренной в остановленной скважине при таком изменении температуры, с помощью стандартных изотермических методов получают неверную модель пласта, его проницаемость и скин-фактор скважины.

Таким образом, для исключения влияния температурных эффектов необходимо провести корректировку результатов измерения давления в скважине.

Возможность корректировки измеренного давления с использованием предлагаемого способа продемонстрирована на синтетических примерах, подготовленных с помощью численного симулятора T-Mix (Рамазанов А.Ш. и др. Термогидродинамические исследования в скважине для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы, 2010, SPE 136256). Это код, позволяющий моделировать нестационарные распределения давления и температуры при течении однофазного флюида в пласте и в скважине и имеющий возможность воспроизводить произвольную последовательность технологических операций в скважине: начало добычи, изменение дебита, остановку скважины и т.д.

Моделирования нестационарного распределения давления в пласте проводится с использованием закона фильтрации Дарси для цилиндрически симметричного течения газа или слабосжимаемой жидкости в слоистой среде. Расчет давления в скважине проводится с использованием квазистационарного закона сохранения импульса с учетом сил трения, силы тяжести, ускорения и эффекта объема ствола скважины, заполненного сжимаемым флюидом.

Нестационарное температурное поле пласта рассчитывается с учетом кондуктивной и конвективной теплопередачи, адиабатического эффекта и эффекта Джоуля-Томсона. Нестационарная тепловая модель скважины учитывает эффект смешения флюидов, теплообмен между скважиной и окружающими породами, а также адиабатический эффект и нагрев флюида за счет сил вязкого трения.

Согласно описанному выше способу проводится измерение нестационарного распределения температур вдоль скважины или численный, или аналитический расчет этого распределения, адекватность которого контролируется по совпадению рассчитанных нестационарных значений давления, температуры и дебита с доступными скважинными измерениями этих величин для всего времени проведения испытания скважины.

Температура, давление и дебит скважины были рассчитаны для значений параметров скважины, пласта и последовательности операций, описанных выше, с помощью численного симулятора T-Mix.

Моделирование проводилось со следующими параметрами:

Свойства пласта: однородный, мощность 100 м, на внешней границе пласта радиусом 1500 м фиксируется начальное пластовое давление 7251.89 psi, проницаемость пласта 2 Д, температура 120°C, скин скважины 5, глубина скважины 4000 м.

Свойства флюида: нефть с плотностью в пластовых условиях 800 кг/м 3 , теплопроводность 0.14 Вт/м/K, удельная теплоемкость 2000 Дж/кг/K, вязкость 1 сП, сжимаемость 6.9·10 -6 psi -1 .

Последовательность технологических операций в скважине: циркуляция 70 ч, выстойка скважины 70 ч, добыча с дебитом 2000 м 3 /день в течение 20 ч (70-90 ч, фиг. 2, 3), выстойка 30 час (90-120 ч, фиг. 2, 3).

Результаты моделирования температуры флюида на верхней границе пласта (TOR), на глубине датчика (100 м выше пласта) и у поверхности приведены на фиг. 2. Результаты расчета давления в скважине на глубине датчика (100 м выше пласта) приведены на фиг. 3. Расчет был проведен с помощью численного симулятора T-Mix для всего времени испытания скважины.

Второй шаг заключается в получении нестационарных скважинных температурных профилей во время остановки скважины из численных расчетов, используя модель с входными параметрами, дающую наилучшее совпадение с имеющимися измерениями. Результаты моделирования нестационарных профилей температуры по стволу скважины для режима остановки скважины, используемого для обработки результатов ГДИ (90-120 ч), приведены на фиг.4.


Полученные нестационарные температурные профили используют для расчета изменения плотности скважинного флюида и длины НКТ при остановке скважины. Расстояние между точкой крепления НКТ и датчиком давления было разбито на 78 одинаковых секций. Изменение во времени средней температуры скважинного флюида между точкой крепления НКТ и датчиком давления , плотности скважинного флюида между датчиком и верхней границей пласта и уменьшение длины НКТ в остановленной скважине были рассчитаны по формулам (2) и (3). Результаты моделирования для режима остановки скважины 90-120 ч показаны на фиг. 5a, 5b и 5c. Уменьшение средней температуры скважинного флюида в остановленной скважине в данном случае составило 37°C. Плотность флюида в скважине между датчиком давления и пластом увеличилась на 10 кг/м 3 для значения объемного коэффициента температурного расширения флюида αƒ=1.5·10 -3 K -1 . Длина НКТ при этом уменьшилась на 1.7 м для значения линейного коэффициента температурного расширения НКТ αt=12·10 -6 K -1 .

Последний этап - это коррекция результатов измерения давления в скважине, с учетом полученных результатов по плотности скважинного флюида и длине НКТ, по формуле (4) для исключения влияния неизотермических эффектов.

На фиг.6 показаны динамика восстановления давления в нефтяном пласте после добычи, соответствующая показаниям датчика, расположенного 100 м выше верхней границы пласта (сплошная кривая), и результаты расчета для того же исследования скважины, но с учетом влияния неизотермических эффектов (пунктирная кривая).

Измерение давления в скважине

Кварцевые манометры Signature предназначены для выполнения высокоточных замеров давления в скважине в любых условиях работы на всем протяжении пластоиспытания. Соединение манометров с телеметрической системой Muzic обеспечивает двухстороннюю связь и возможность проверки данных давления в режиме реального времени, наблюдая и управляя в то же самое время процессом испытания пласта. Каждый манометр независимо от других может отправлять свои данные по давлению или температуре как в режиме реального времени, так и в режиме чтения из памяти. Большая емкость памяти приборов позволяет хранить данные измерений с высокой частотой выборки, обеспечивая высокую информативность работа данных, а продолжительный срок службы батареи позволяет получать высокоточные данные на всем протяжении работ по испытанию пласта.

StethoScope. Измерение пластового давления в процессе бурения

Получение данных для калибровки моделей порового давления

Прибор измерения пластового давления во время бурения StethoScope передает данные для калибровки порового давления по всей длине скважины. Благодаря полученной информации можно подобрать наиболее подходящую плотность бурового раствора, чтобы обеспечить оптимальную скорость механической проходки.

Оптимизация спуска обсадной колонны

Измерения, полученные с помощью прибора StethoScope помогают выбрать оптимальную глубину спуска обсадной колонны за счет точного определения пластового давления на участке планируемой установки обсадной колонны.

Анализ свойств разработанных коллекторов

Данные по давлению в комбинации с данными каротажа позволяют исключить бурение истощенных коллекторов и по значению давления определить пласты, которые целесообразно разрабатывать зарезкой боковых стволов. Данные по давлению и подвижности флюидов способствуют выявлению наиболее продуктивных пластов и позволяют определить оптимальную протяженность горизонтальных стволов скважин.

Библиотека знаний

Использование комплексных решений бурения позволило пробурить скважины с большим отходом от вертикали, обеспечив максимальную производительность и уровень добычи на месторождении на севере Западной Сибири.

П рибор StethoScope устойчив к динамическим и статическим нагрузкам, что позволяет избежать риска прихвата и провести важные замеры свойств пласта

Энергетика скважины: использование дистанционных глубинных приборов под насосом

В настоящее время весьма актуален вопрос по получению достоверной информации о забойном и пластовом давлении в механизированных скважинах, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором, в которых производится выпуск газа из затрубного пространства в линию. В таких работающих скважинах в затрубном пространстве находится газожидкостная смесь, плотность которой не известна, что не позволяет произвести точный пересчет динамических уровней в забойные давления. Для решения данной проблемы нефтедобывающие предприятия используют термоманометрические системы (ТМС), размещаемые в ПЭД или глубинные приборы расположенные под насосом. В этом случае получают достоверную информации о давлении на глубине спуска насоса за весь межремонтный период механизированной скважины. Первый метод нашел широкое применение в республике КОМИ и Западной Сибири, второй в Пермском Крае. Использование этих методов позволяет в режиме реального времени оперативно и более результативно управлять системой разработки месторождений.

«Универсал-Сервис» уже достаточно давно использует собственную разработку технологии спуска прибора под насос: эта разработка - неподвижно расположенный прибор под насосом скважины, оборудованной любыми насосами (ЭЦН, ШГН и ВНН). Следует заметить, датчик ТМС устанавливается только на скважинах оборудованных ЭЦН.

Данный прибор предназначен для диагностических исследований скважин и позволяет производить измерение значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости и регистрацию результатов измерений в энергонезависимой памяти, а также одновременно передавать данные по геофизическому кабелю в компьютер (через интерфейсный блок). Участие оператора сводится только к периодическому (один раза в месяц) считыванию информации из памяти прибора, ее передачу по каналам электронной связи и перепрограммированию прибора.

Прибор обеспечивает выполнение следующих функций:

долговременный мониторинг скважины без подъемника (достаточно одного спуска)

работа по геофизическому кабелю в процессе спуска/подъема и во время нахождения прибора в скважине

долговременная автономная работа прибора

возможность периодического считывания информации из памяти прибора, не прерывая запись в течении нескольких лет

возможность многократного программирования/считывания информации, не извлекая прибор из скважины

возможность спуска/подъема с помощью скребковой проволоки или геофизического кабеля

одновременное измерение и запоминание в энергонезависимой памяти значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости в скважине

время работы без замены элемента питания до 5 лет

возможность выборочного включения датчиков

запуск от кнопки, установленного времени или превышения давления

передача данных в персональный компьютер для анализа и печати отчета

для связи с компьютером и программирования не требует вскрытия

конструкция прибора исключает открывание корпуса прибора без стравливания внутреннего давления



Глубинный автономный прибор

Использование глубинных приборов под насосом нашло широкое применение на месторождениях Заказчиков. Данный метод позволяет получать информацию о работе скважин с приборов расположенных под насосом на весь межремонтный период. По этой технологии прибор размещается под насосом, связь с прибором осуществляется по геофизическому кабелю, информация с заданной дискретностью сохраняется в памяти прибора, рис 1.



Рисунок 1. Схема расположения неподвижного прибора под погружным насосом

  1. Кабельный ввод
  2. Планшайба
  3. Обсадная колонна
  4. НКТ
  5. Кабель глубинного прибора
  6. Кабель глубинного насоса
  7. Уровень в затрубном пространстве
  8. Глубинный насос
  9. Пенал с глубинным прибором
  10. Продуктивный пласт

Основная задача, решаемая по этому методу - это получение данных о давлениях на приеме насоса в течение всего межремонтного периода, получение более качественной информации об изменении давления в скважине при проведении гидродинамических исследованиях в частности при исследованиях методом восстановления давления (КВД), рис.2.

Приведенная на рис.2 динамика изменения забойного давления позволяет отследить все процессы, проходящие в залежи, в районе данной скважины. Кроме того, получаем качественную КВД при проведении ГДИС.

«Универсал-Сервис» широко использует глубинные приборы для получения информации с нижнего объекта, находящегося под пакером в скважинах с одновременно раздельной эксплуатацией (ОРЭ) двух объектов на месторождениях Заказчиков. Для примера приведена одна из скважин ОРЭ (рисунок 3). В таких скважинах иначе не получить информацию об энергетическом состоянии по нижнему объекту в режиме on-line.



Рисунок 2 Динамика изменения забойного давления в действующей скважине в течении трех лет



Рисунок 3 Инструментальные замеры давления по нижнему объекту в скважине эксплуатирующей одновременно раздельно два объекта

Таким образом, используя глубинные приборы, специалисты «Универсал-Сервис» получают достоверную информацию об энергетическом состоянии разрабатываемых пластов и залежей, используя результаты ГДИС, получают более представительные данные о фильтрационных характеристиках вскрытых коллекторов при обработке в современных программных продуктах.

Кроме того, «Универсал-Сервис» предлагает использовать информацию получаемую с глубинных приборов и по второму направлению. В последние годы на месторождениях «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используется технология эксплуатации скважин с выпуском газа из затрубного пространства в линию. В таких условиях эксплуатации скважин вопрос уточнения плотностей для расчета реальных (близких к реальным) забойных и пластовых давлений становится актуальным. Оценить плотности газожидкостной смеси до недавнего времени было практически не возможно, так как для этого нужны прямые замеры давления на приеме насосов и ниже. Использование датчиков ТМС или глубинных приборов под насосом помимо основной задачи позволяет получить ответы о плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважин.

Для этого на скважинах, где спущены приборы под насос периодически, как правило, при считывании информации производится определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Кроме того, по некоторым скважинам в процессе исследования методом восстановления давления (КВД) производилось отслеживание восстановления уровня в затрубном пространстве. Получив одновременно информацию о давлении на глубине приема насоса, динамическом или статическом уровнях, зная затрубное давление, нетрудно определить плотность газожидкостной смеси в интервале от уровня до приема насоса. Получив, таким образом, данные о плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве по достаточному количеству скважин, появляется возможность ее оценки.

Для примера приведем данные по Озерному месторождению, где накоплена информация в достаточном объеме, чтобы выявить зависимость распределения плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве. В результате, специалистами «Универсал-Сервис» получена зависимость плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от высоты столба жидкости над насосом, рисунок 4.

Данная зависимость показывает, что плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве зависит от высоты столба жидкости над насосом и значительно ниже плотности пластовой нефти при высоте столба ниже 500 метров.



Рис.4 Зависимость плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от высоты столба жидкости во время работы и накопления по скважинам Озерного месторождения, пласты Бш и Фм

Для сравнения с полученными данными, в таблице № 5 приведены некоторые свойства пластовой нефти по Озерному месторождению.

Измерение давления

Пластовое давление может проявляться различными способами. В скважинах, пробуренных канатным способом, это проявление особенно наглядно. Обычно оно во всех водоносных пластах оказывается достаточным для поддержания столба воды в скважине на некоторой высоте или даже для перелива ее через устье. При бурении таких скважин пластовые воды практически имеют свободный доступ в скважину, так как разбуриваемые пласты подвергаются воздействию только атмосферного давления и веса небольшого количества буровой жидкости. Скорость поступления воды в скважину может быть замерена тартанием и выражена количеством желонок, которое

необходимо поднимать в единицу времени для того, чтобы вода удалялась из скважины с той же скоростью, с какой она поступает в нее. Уровень, до которого поднимается вода в скважине после прекращения тартания, обычно является функцией пластового давления и называется гидростатическим уровнем. Если вода заполняет скважину полностью, гидростатический уровень совпадает с земной поверхностью. Многие породы характеризуются небольшой водоотдачей вследствие своей низкой проницаемости, тем не менее вода может заполнить большую часть скважины или даже всю ее, но при условии более длительного времени дренажа, чем это обычно возможно в короткий период бурения скважины.

При роторном бурении скважина все время заполнена глинистым раствором и измерение пластового давления должно производиться иначе. Глинистый раствор значительно тяжелее воды, в связи с чем давление, оказываемое им на стенки скважины, выше, чем пластовое давление. Если бы этого не было, пластовые флюиды выдавили бы раствор из скважины. Разработан ряд способов установки приборов, замеряющих пластовое давление, против исследуемого пласта и записи пластового давления даже в том случае, если скважина заполнена глинистым раствором [2]. Обычно это самозаписывающие и высокоточные манометры, иногда называемые бомбами (pressure bombs), спускаемые в скважину на испытателе пластов. Пакер устанавливается над испытателем пластов так, чтобы вес глинистого раствора не оказывал влияния на водоносные или нефтегазоносные пласты и замер пластового давления проводился с учетом атмосферных условий на земной поверхности. После того как буровой раствор из скважины будет извлечен и скважина начнет работать, пластовое давление может быть замерено с помощью глубинного манометра, спущенного в насосно-компрессорные трубы до интервала исследуемого пласта.

Для расчета статического давления необходимо к величине затрубного давления на устье скважины прибавить вес столба, заполняющего скважину флюида высотой от кровли пласта до поверхности. Если уровень жидкости в скважине располагается на некотором расстоянии от устья, то к весу ее столба нужно прибавить вес столба воздуха между уровнем жидкости и поверхностью. Если скважина целиком заполнена газом, забойное или пластовое давление [3] представляет собой сумму веса столба газа, рассчитываемого для каждого конкретного газа при данной температуре в скважине и манометрическом давлении, замеренном на поверхности.

Оборудование для замера пластового давления должно соответствовать постоянно увеличивающейся потребности измерения высоких давлений на очень больших глубинах. В южной Луизиане [4] в скважине глубиной 16 112 футов (4 920 м), где мощность песчаника составляла 18 футов (5,5 м), замеренное давление газоконденсата было 11 690 фунт/кв. дюйм (822 атм), а расчетное забойное давление - около 15 000 фунт/кв. дюйм (

Методы определения пластовых давлений

Измерения проводятся как в работающих, так и в остановленных скважинах. Для определения давления в остановленной и работающей газовых скважинах существуют две возможности: непосредственное измерение на забое глубинными приборами и измерение на устье статического и динамического давлений и пересчет их на необходимую глубину. Для чисто газовых месторождений проведение глубинных дорогостоящих и трудоемких замеров не обязательно. На месторождениях, которые разрабатываются предприятием Надымгазпром, определение пластового давления проводится расчетным путем по замерам на устье остановленных добывающих скважин, а также скважин наблюдательного фонда.

Пластовым давлением в остановленной скважине считается величина, полученная при полной стабилизации давления на забое после закрытия скважины. От того насколько полно восстановилось давление в точке замера после остановки скважины, зависит точность определения пластового давления. Время, необходимое на восстановление пластового давления по отдельным скважинам, зависит от фильтрационных свойств пласта и меняется в широком диапазоне от нескольких часов до нескольких месяцев. Для сеноманских отложений время полного восстановления давления незначительно и составляет 30-40 минут, т.е. измерение статического давления на устье скважины необходимо проводить по прошествии этого времени.

Значительную роль при анализе изменения давлений в процессе разработки, в достоверности построения карт давлений играет точность замеров давлений в скважинах, что связано с конструкцией манометра и его техническим состоянием. Максимальная погрешность прибора, зависящая только от его конструктивных особенностей, определяется его классом точности - величиной, численно равной процентному отношению максимально возможной погрешности к пределу измерения прибора. Применяемые на промыслах глубинные манометры обычно имеют класс точности от 0,4 до 1. Такую точность можно было бы считать достаточной, если бы удавалось замерять давления этими приборами таким образом, чтобы погрешности при всех замерах имели один и тот же знак и примерно одинаковую величину.

Из-за неудовлетворительного технического состояния приборов фактические погрешности в замерах могут значительно превышать погрешности, определяемые классами точности. Использование данных таких замеров при построении карт изобар в некоторых случаях может привести к очень большим погрешностям (особенно в градиентах давлений, определяемых по картам изобар).

Применяемые для замеров приборы необходимо как можно чаще и тщательней тарировать. Для замеров давлений в скважинах, эксплуатирующих один объект, следует применять по возможности одни и те же приборы в течение всего периода замеров.

Читайте также: