Лекция 4-5 исследование

1.

2.

Существует много методов исследования скважин н технических средств
для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об
объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в
скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.
Такая информация необходима для организации правильных, экономически
оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных
способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти,
выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления
наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее
высоком коэффициенте полезного действия.
В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в
скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление
снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно
получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте
или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой
достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по
осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных
частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

3.

Геофизические методы исследования. Из всех методов исследования скважин и
пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны
на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их
жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на
них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.
Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на
стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации
дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их
изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при
осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на
скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных
предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными
процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и
интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются
геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели
специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру.
Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е.
прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с
помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного
соответствующей аппаратурой.

4.

Геофизические методы исследования.
1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический
каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением
самопроизвольно возникающего электрического поля в результате
взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так
называемого
кажущегося
удельного
сопротивления
этих
пород.
Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК,
микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать
горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и
пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать
другую информацию о породах.

5.

Геофизические методы исследования.
2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании
радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных),
происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей.
Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных
породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК
является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности
естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет
дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гаммагамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гаммаизлучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в
спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК
позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать
в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой
компоненты.

6.

Геофизические методы исследования.
3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока
нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор
содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника
на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной
перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например,
нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н),
которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых
жидкостях.

7.

Геофизические методы исследования.
4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных
пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые
распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более
приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная
расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить
скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В
соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости
распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля
цементного кольца и технического состояния скважины.

8.

Геофизические методы исследования.
5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е.
измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль
ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на
наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует
глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и
проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый
диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы
используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо
дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости
разреза.

9.

Геофизические методы исследования.
5. Другие виды каротажа. Термокаротаж - изучение распределения
температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж
позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а
следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение
ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости
позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности
пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта,
газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или
дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и
газа при закачке.
Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их
тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых
с помощью термометрии.

10.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на
изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при
установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К
числу таких параметров относятся дебит или его изменение и
давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических
методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования,
то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся
характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы
охвата при геофизических методах.

11.

Гидродинамические
методы
исследования
выполняются
техническими
средствами
и
обслуживающим
персоналом
нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования
при установившихся режимах работы скважины (так называемый
метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся
режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой
восстановления давления). Исследование при установившихся
режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы
скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или
положения динамического уровня [Q (Pc)]. Без этой зависимости
невозможно определить обоснованные дебиты скважины и
технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет
определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны.

12.

Эхометрирование - это один из методов определения уровня жидкости
в затрубном пространстве скважины. Уровень в затрубном пространстве на
постоянно работающей скважине называется динамическим и обозначается
Ндин(м). Отсчитывается от устья скважины. В результате пересчета
данного уровня можно получить забойное давление в скважине.
Уровень в затрубном пространстве на постоянно простаивающей
скважине называется статическим и обозначается Hст, (м). Отсчитывается
от устья скважины. В результате пересчета данного уровня можно получить
пластовое давление в скважине, при условии что гидродинамическая связь
с пластом существует.
Исследование производится с помощью эхолота - прибора для
измерения положения уровня жидкости в скважине. В настоящее время
применяются различные типы эхолотов, но принцип работы всех приборов
идентичен.

13.

Определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом
путем измерения времени прохождения акустического сигнала oт устья
скважины до границы раздела фаз «газ жидкость». Но величине измеренного
времени и введенному значению скорости распространения акустического
сигнала производится вычисление уровня. Устройство приема акустических
сигналов присоединяется к патрубку затрубного пространства исследуемой
скважины, и в газовую среду скважины генерируется акустический cигнал.
Существенное влияние на определение уровня жидкости в скважине
оказывает скорость звука. От ей значений зависит корректность определения
уровня. Скорость звука в скважинах различна. На нее оказывает влияние как
давление и температура среды, так и плотность и состав газа в данный момент
времени. Таким образом, скорость звука в каждой скважине индивидуальна.
При расшифровке показаний эхолота необходимо использовать уточнённые
значения скорости звука, для каждого исследуемого месторождения, пласта,
скважины.

14.

Генерация сигнала производится:
- путем кратковременного стравливания загрубного газа клапаном (для
скважин с избыточным давлением или скважин с давлением выше
атмосферного);
- с помощью устройства генерации акустического сигнала (для скважин
без избыточного давления).
Сгенерированный и отраженный акустический сигналы регистрируются в
виде эхограммы и запоминаются в оперативной памяти блока регистрации,
соединенного с устройством приема акустического сигнала. По
зарегистрированной эхограмме микропроцессор блока регистрации выделяет
отраженные акустические сигналы и определяет время прихода отраженного
сигнала.

15.

Работы по отбивке динамических и статических уровней скважин,
оборудованных электровинтовыми насосами (ЭВН), штанговыми глубинными
насосами (ШГН), электродиафрагменными насосами (ЭДН) и струйными
насосами (СИ) с двухрядным лифтом, проводятся аналогично.
На скважинах, оборудованных компрессорным газлифтом (КГ), уровни
отбиваются по другой технологии, но принцип определения уровня и приборы
идентичны.
Скважины, оборудованные струйными насосами (СН) с однорядным
лифтом, скважины с оборудованием для раздельной эксплуатации (ОРЭ) и
скважины с изолированным затрубным пространством данным методом не
исследуются.
Для расчета забойного давления можно использовать много методов, но ни
один из них не дает четкого представления об истинном его значении.
Наиболее правильным будет определение его значения прямым замером
глубинным манометром, спускаемым в затрубное пространство скважины.

16.

Если скважина в момент замера работает на установившемся режиме, то
давление в скважине называется забойным. Если скважина простаивает несколько
дней и закрыта (время простоя скважины определяется опытным путем), то
забойное давление будет равно пластовому. При проведении глубинного замера
скважина должна быть оборудована лубрикатором и исследовательской площадкой.
Забойное давление - это давление на забое работающей добывающей или
нагнетательной скважины. Скважина, оборудованная воронкой, должна
фонтанировать. Фонтанированне скважины может происходить как по колонне
НКТ, так и но «трубному пространству. Так как прибор спускается в колонну НKT,
то при фонтанировании по затрубному пространству поток поднимающейся
жидкости не будет мешать спуску прибора к колонну НКТ. Значит, спуск - прибора
в колонну НКТ можно проводить, как в простаивающей скважине. Если
фонтанирование происходит но колонне НКТ, то необходимо перед спуском
прибора в скважину закрыть задвижку на выкидной линии. При достижении
необходимой глубины спуска прибора необходимо открыть задвижку и дать
скважине возможность поработать до тех пор, пока параметры работы (давление на
устье и дебит) не станут постоянными. В результате мы получим давление на забое
фонтанирующей скважины.

17.

При проведении исследований скважин на установившихся режимах
эксплуатации применяется штудирование. При изменении режимов работы
скважины путем штуцирования получают индикаторную кривую (ИК
зависимость дебита от депрессии).
При замере пластовою давления поиитервальный спуск прибора
необходим для определения платности жидкости по стволу скважины и
определения уровня жидкости в НКТ. Также по поинтервальному замеру
давления и температуры в скважине можно определить места
негерметичности эксплуатационной колонны по изменению температурного
градиента (термометрирование).
При замере забойного давления плотность жидкости по стволу постоянно
меняется, т. е. нет необходимости спускать прибор поинтервально.

18.

При замере пластового и забойного давления в нагнетательной скважине
глубинный прибор рекомендуемся спускать на глубину спуска воронки, не
выходя из нее. При замере забойного давления в нагнетательной скважине
необходимо учитывать, что нагнетаемая жидкость является агрессивной и
приводит к износу и обрыву проволоки. При замере пластового и забойного
давления в нагнетательной скважине необходимость поинтервального спуска
прибора отпадает, так как по стволу нагнетательной скважины в большинстве
своем движется вода. При замере забойного давления в нагнетательной
скважине необходимо применять приборы, рассчитанные на максимально
допустимое давление.
При замере пластового и забойного давлении в газлифтной скважине
необходимо учитывать подземное оборудование, т.е. глубины спуска
мандрелей. При замере пластового давления к газлифтной скважине
глубинный прибор рекомендуется спускать на глубину спуска воронки не
выходя из нее.

19.

Для замера пластового давления газлифтная скважина останавливается и
закрывается на восстановление давления. При замере забойного давления в
газлифтной скважине необходимо учесть, что скважина при работе сильно
пульсирует, что может привести к образованию «жучка» на проволоке. Это, в
свою очередь, может при подъеме прибора привести к слому проволоки и
полету прибора на забой скважины.
При подаче газа в НКТ добываемая жидкость поднимается по затрубному пространству. Это не может помешать нормальному спуску прибора
в скважину. Если подача газа осуществляется по затрубному или
межтрубному пространству, то добываемая жидкость поднимается по колонне
НКТ и может подбрасывать прибор. Во избежание этих моментов газлифтную
скважину необходимо остановить.

20.

Поинтервально замеряется только пластовое давление, забойное давление,
замерять поинтервально нет необходимости. При замере забойного давления
в газлифтной скважине прибор необходимо спускать ниже воронки.
При замере пластового давления в скважине, оборудованной ЭЦН, перед
спуском прибора в скважину необходимо сбросить инструмент, чтобы сбить
сливной клапан и получить циркуляцию жидкости в межтрубном
пространстве для получения связи с пластом, что, в свою очередь, обеспечит
точность замеренного пластового давления.
Забойное давление в скважине, оборудованной ЭЦН, при его работе
получить невозможно. Спуск прибора в работающий ЭЦН может показать
давление на выкиде насоса, а также температуру добываемой жидкости на
выкиде насоса.
Забойное давление в ЭЦН определяется только косвенным путем по
результатам определения динамического уровня и его пересчета на пласт.
Если насос оборудован датчиком давления и температуры на приеме насоса,
то путем пересчета давления с датчика можно получить забойное давление.
Примечание: перед проведением глубинных замеров во всех случаях
необходимо проводить шаблонировку колонны НКТ.

21.

Уровнемер скважинный «СУДОС-автомат 2» предназначен
для оперативного контроля в автоматическом режиме
статического и динамического уровня жидкости в добывающих
нефтяных скважинах, измерения КВУ и КВД, длительного
контроля изменений уровня при выводе скважин на режим.
Технические особенности уровнемера «СУДОС-автомат 2»:
- компактный прибор в моноблочном исполнении с
автономным аккумулятором для длительных измерений;
- автоматизация работ при помощи пятиинтервальной
программы проведения измерений;
- широкий температурный диапазон работы прибора от — 40
до 50 0С;
- оперативные и качественные замеры за счет ускоренного
вычисления, большого объема памяти и быстрого экспорта к
базу данных;
- дополнительное усиление эхосигнала гарантирует
достоверность определения замеров.

22.

23.

Манометр-термометр глубинный САМТ-02 предназначен:
- для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины
и/или изменения их во времени в любой точке, например, на забое при снятии
кривой восстановления давления;
- регистрации кривых падения и восстановления давления на забое
скважины;
- проведения исследований в режиме многократного запуска/остановки
прибора и его остановки при превышении/падении установленных параметров
(ждущий режим записи);
- запуска измерения по заданным значениям времени, давления и
температуры.
Общий вид глубинного манометра-термометра

24.

Технические особенности манометра-термометра САМТ-02:
- работа прибора в полностью автономном режиме;
- задание режима работы и передача данных не требуют разборки корпуса,
производятся с компьютера или КПК при присоединении кабеля к электродам на
поверхности прибора;
- многократные и длительные замеры в автоматическом режиме обеспечивает
большой объем памяти прибора;
- оперативность замеров обеспечивает скоростной режим замера,
дискретность от 1/64 сек до 1 сут.;
- программное обеспечение манометра позволяет задавать режимы работы
прибора и время его включения, проверять состояние элементов питания и
содержимое памяти, переписывать информацию в ПК, просматривать и
распечатывать зарегистрированные значения давления и температуры.
Общий вид глубинного манометра-термометра

25.

Общий вид глубинного манометра-термометра

26.

Устьевой лубрикатор для герметизации устья
скважины предназначен:
- для герметизации устья скважины при спуске
приборов на кабеле, проволоке или канате:
- проведения исследований в скважинах;
- других работ.
Лубрикатор изготавливается в виде разборного
комплекса для удобства транспортировки и монтажа.
Рабочие среды: нефть, газ, газоконденсат, глинистые
растворы, вода.

27.

Метолы (ГДИС) основаны на изучении параметров притока жидкости или
к скважине при установившихся и при неустановившихся режимах ее работы.
К числу таких параметров относятся:
- дебит или его изменение;
- давление или его изменение;
- температура или ее изменение.
Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание)
заключаемся в наблюдении за изменениями уровня или давления,
происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора
жидкости или увеличении закачки в других соседних скважинах
(возмущающих). Но 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.
Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом
охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при
обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз
превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

28.

Сущность метода исследования скважин при
установившихся режимах фильтрации заключается в
многократном изменении режима работы скважины.
После установления каждого режима производится
регистрация дебита (добывающая скважина) или
расхода (нагнетательная скважина) и забойного
давления. Изменение расхода или дебита проводится
путем штуцирования. Смена штуцеров может
проводиться произвольно. Наилучшим является
диапазон от минимального отверстия штуцера до
максимального.
Целью данного исследования является выбор
оптимального режима работы скважины. По
полученным данным строится индикаторная кривая
(ПК зависимость дебита от депрессии).
Виды индикаторных диаграмм

29.

При данном исследовании определяется коэффициент продуктивное и или
приемистости скважины на каждом режиме эксплуатации.
При проведении данных исследовании возможно применение как
глубинных приборов (манометр-термометр, расходомер, дебитомер), так и
приборов, фиксирующих изменение забойного давления и дебита на устье
скважины (уровнемеры, устьевые манометры).
Примечание: снятие ПК на добывающих и нагнетательных скважинах
лучше проводить глубинными приборами так данные замера забойного
давления будут более точными. Расход или дебит можно замерять на устье.

30.

Гидродинамические методы исследования падения давления в
добывающей скважине на неустановившемся режиме фильтрации (КПД).
В момент времени t=0 скважина мгновенно пускается в эксплуатацию
(после продолжительного периода простоя) с постоянным дебитом q.
Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования
скважин основано:
- на постоянстве дебита скважины (q = соnst);
- статическом состоянии пласта к моменту времени t = 0 (давление по
всему пласту постоянно и равно Рпл).
Типичная кривая падения давления

31.

Гидродинамические исследования восстановления давления в
добывающей скважине на неустановившемся режиме фильтрации (КВД).
Скважина, работавшая определенный период времени tр с постоянным
дебитом q останавливается, и измеряется восстановление давления на забое до
пластового давления. Определение параметров пласта и скважины при данном
методе исследования скважин основано:
- на постоянстве дебита скважины (q = соnst) перед закрытием скважины;
- достаточно длительном периоде работы скважины tр перед остановкой,
для того, чтобы давление в пласте стабилизировалось.
Типичная кривая восстановления давления

32.

Гидродинамические исследования восстановления давления в
добывающей скважине на неустановившемся режиме фильтрации (КВД).
Преимущество метода заключается в том. что технически несложно
обеспечить постоянство дебита при снятии КВД после остановки (закрытия)
добывающей скважины (q = 0). Недостатком является потеря добычи из-за
простоя скважины при снятии КВД.
При дальнейшей обработке исследований дополнительно определяют
коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины (ПЗС),
подвижность нефти в ПЗС, гидропроводность ПЗС, а также ряд
дополнительных параметров.
Типичная кривая восстановления давления

33.

Гидродинамические методы исследования спада давления в
нагнетательных скважинах на неустановившемся режиме фильтрации.
Проведение исследований заключается в замере снижения забойного давления
от давления нагнетания до пластового давления после прекращения натекшим
жидкости в скважину.
В момент времени t=0 работающая нагнетательная скважина
останавливается.
Типичная кривая спада давления в нагнетательной скважине

34.

Гидродинамические методы исследовании приемистости нагнетательной
скважины на неустановившемся режиме фильтрации. Проведение
исследований заключается в замере восстановления забойного давления от
пластового до давления нагнетания после начала нагнетания жидкости в
скважину.
В момент времени t=0 остановленная скважина пускается в эксплуатацию с
постоянным расходом флюида, нагнетаемого в пласт.
Основное преимущество ГДИС в нагнетательных скважинах по сравнению
с добывающими скважинами заключается в том, что расход нагнетаемой
жидкости зависит от внешних технологических показателей закачки, и его
контролировать проще, чем дебиты в добывающих скважинах Недостатки:
анализ испытаний усложняется из-за эффекта многофазного течения при
закачке жидкости с вязкостью, значительно меньшей, чем вязкость пластового
флюида. Кроме того, возможное образование трещин в призабойной зоне
скважин приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой.
Типичная кривая восстановления
давления в нагнетательной
скважине

35.

Гидродинамические методы исследования пластов по взаимодействию
скважин (гидропрослушивание) заключаются в наблюдении за изменениями
уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при
изменении отбора или закачки жидкости в других соседних скважинах
(возмущающих). Но результатам этих исследований определяют все те же
параметры, что и при исследовании скважин па неустановившихся режимах.
Отличие заключается в том, что эти параметры охватывают область пласта
между исследуемыми скважинами.
Теория данного метода разработана для случаев фильтрации в пласте
жидкостей при давлениях выше Рнас. Метод позволяет определять средние
значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в зоне между
скважинами, не используя при обработке дополнительные данные.

36.

На рисунке представлена схема расположения скважин одного
эксплуатационного объекта.
В скважину 2 спускается глубинный манометр. В скважине 3 замеряется
статический уровень. В скважине 4 замеряются динамический уровень, дебит
скважины и обводненность продукции.
Скважина 1 запускается в работу с определенным расходом. В скважине 2
глубинный манометр фиксирует изменение давления во времени. В скважине 3
замеряется статический уровень и фиксируется во времени. В скважине 4
замеряются динамический уровень, дебит скважины и обводненность
продукции. Все данные фиксируются по времени.
Схема расположения скважин эксплуатационного объекта:
1 - нагнетательная скважина;
2 - простаивающая фонтанная скважина;
3 - простаивающая скважина. оборудованная насосом;
4 - добывающая работающая скважина, оборудованная насосом

37.

Через определенный промежуток времени скважина 1 останавливается.
Замеры но скважинам, описанные выше, аналогично фиксируются по времени.
Возможны также и штуцирование нагнетательной скважины (запись ИК), и
остановка скважины с записью КПД. Сопоставление замеров по времени и по
всем скважинам даст более полное представление о свойствах пласта в
границах исследуемых скважин.
Исследования проводятся в интервале от 10 дней до 2-3 месяцев, в
зависимости от изменения параметров к процессе исследования. Исследования
можно проводить как с одной скважиной, так и с группой скважин.
Схема расположения скважин эксплуатационного объекта:
1 - нагнетательная скважина;
2 - простаивающая фонтанная скважина;
3 - простаивающая скважина. оборудованная насосом;
4 - добывающая работающая скважина, оборудованная насосом

38.

Данный метод предназначен для определения осредненных значений
фильтрационных параметров пластов на участках между скважинами в
условиях неустановившейся фильтрации жидкости. При этом устанавливается
наличие или отсутствие гидродинамической связи но пласту между забоями
исследуемых скважин. Для исследования выбирают как минимум две
скважины (возмущающую и реагирующую).
В
практике
промысловых
исследований
наиболее
широкое
распространение получило гидропрослушивание при пуске в работу одной
возмущающей скважины с постоянным дебитом или при ее остановке и
прослеживание за изменением забойного давления в одной или нескольких
простаивающих скважинах (однократное возмущение).
Наиболее простым с точки зрения технологии исследования и
интерпретации результатов является импульсный тест (изменение дебита
возмущающей скважины на постоянную величину или изменение дебита но
периодическому закону многократное возмущение).

39.

Замер забойного давления и температуры. Исследования проводятся на
скважинах добывающею фонда. Замер забойных параметров производится для
оценки фактического режима эксплуатации скважины. При регистрации
параметров с заданным шагом по глубине (эпюра) или при использовании
датчика положения и скорости определяется равномерность распределения фаз
в стволе скважины.
Регистрируемые параметры:
- давление;
- температура;
Результаты:
- забойное давление;
- забойная температура:
- глубина возможных температурных аномалий;
- плотность флюида по стволу скважины;
- условный раздел фаз.

40.

Замер пластового давленни. Исследование проводится как на
добывающем и пьезометрическом фонде скважин с целью оценки состояния
разработки месторождения, так и на разведочных скважинах с целью
определения начальных параметров вскрытого пласта. При регистрации
параметров с заданным шагом по глубине (эпюра) или при использовании
датчика положения и скорости определяется распределение фаз в стволе
скважины.
Регистрируемые параметры:
- давление;
- температура.
Результаты:
- пластовое давление;
- пластовая температура;
- плотность флюида но стволу скважины;
- интервалы раздела сред (газожидкостной, водоконденсатной).

41.

Газодинамические исследовании при стационарных режимах
фильтрации. Исследование проводится в комплексе с исследованием на
нестационарных режимах фильтрации (КВД, КСД). Скважина отрабатывается
на нескольких режимах. На каждом стационарном режиме определяются
параметры работы скважины:
- забойные параметры (Рз, Тз);
- устьевые параметры;
- равномерность распределения фаз по стволу скважины (эпюра);
- дебит пластового газа скважины на каждом режиме.

42.

Исследования при нестационарных режимах фильтрации. Для оценки
истинного скин-фактора производится регистрация кривом спада забойных
давлений (КСД) на каждом режиме. Для определения параметров пласта
производится регистрация кривой восстановления даления (КВД).
Результаты газодинамических исследований:
- уравнение притока:
- скорость на «башмаке» НКТ на каждом режиме;
- параметры пласта (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность);
- параметры призабойной зоны (псевдоскины, истинный скин);
- абсолютно-свободный дебит;
- пластовое давление;
- условный радиус питания скважины (радиус исследований);
- коэффициент турбулентности потока, отклонение от закона Дарси.

43.

Промысловые газоконденсатные исследования (ГКИ). Производятся на
одном или нескольких стационарных режимах. Пластовый газ с помощью
газосепаратора разделяется на дне фазы - газ и жидкость. Производится замер
каждой фазы. Отбираются пробы каждой фазы. Определяется обводненность
продукции скважины.
ГКИ могут проводится:
- традиционным методом с применением обычных измерительных
газосепараторов, при котором дебит газа определяется с помощью
диафрагменного измерителя критического течения газа (ДИКТ) и сжигается на
факеле, а дебит жидкости определяется объемным методом;
- с применением современных газоконденсатных установок, оборудованных
высокоточными расходомерами (по газу и жидкости), что позволяет работать в
сборный шлейф без потерь (сжигания газа).
По результатам промысловых газоконденсатных исследовании составляется
первичный отчет, материалы которого являются исходными данными для
аналитическо-лабораторных исследований.

44.

Одним из основных показателей разведки и разработки месторождений
нефти и газа являются химический состав, физические свойства нефти газа и
воды, содержание механических примесей и солей в добываемой продукции.
Для определения данных параметров ведется регулярный отбор проб из
добывающих скважин. При контроле за разработкой месторождения пробы
отбираются с устья скважин и проводится соответствущий анализ.
При освоении вновь вводимых скважин при освоении новых объектов
разработки отбор проб осуществляется глубинным пробоотборником или
желонкой.
Пробы, отобранные глубинным пробоотборником или желонкой, являются
более корректными, и по ним можно определить все параметры скважинной
жидкости в пластовых условиях. При отборе проб желонкой можно определить
только состав и химические свойства скважинной жидкости поступающей из
пласта. При отборе проб глубинным пробоотборником можно определить
состав и химические свойства добываемой жидкости, газонасыщение.
Необходимо отмстить, что проба в пробоотборнике находится в герметичном
сосуде, т. с. отобранная проба находится под пластовым давлением и
температурой.

45.

Пробоотборник ВПП-300 предназначен для отбора проб из
фонтанирующих и нефонтанирующих нефтяных, газовых и пьезометрических
водяных скважин.
Область применения пробоотборника - скважины, обсаженные лифтовыми
и насосно-компрессорными трубами, а также обсадными колоннами с рабочим
давлением до 30 МПа и температурой до 100 0С.
Спуск пробоотборника в скважину производится через лубрикатор.

46.

Отбор глубинных проб желонкой осуществляется в фонтанирующих
скважинах, оборудованных воронкой.
Желонка представляет собой полый, металлический, цилиндрический
сосуд, с отверстием в верхней части. Диаметр желонки 32 мм, длина от 0,9 до
1,2 м. Соединение желонки с проволокой осуществляется аналогично
скважинным глубинным приборам.