Курсовая работа на тему: "АНАЛИЗ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ КОМПРЕССОРНОМ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ"
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………
Глава 1. Теоретические основы освоения скважины……………………………….
1.1 Методы освоения
скважины……………………………………………………
1.2 Компрессорное
освоение скважины…………………………………………...
Глава 2 Технология термических исследований скважин,
осваиваемых компрессором ……………………………………………………………………
2.1 Выбор интервала
исследований………………………………………………...
2.2 Регламентирование
измерений в скважине…………………………………...
2.3 Выбор скорости
регистрации термограмм…………………………………….
2.4 Оформление и
оценка качества зарегистрированных термограмм………….
2.5 Общие положения
интерпретации результатов термометрии при компрессорном
освоении……………………………………………………
2.6 О комплексе
геофизических методов, рекомендуемых при исследованиях осваиваемых
скважин…………………………………………………………………
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………………..
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ…………….
ВВЕДЕНИЕ
Получение точной
информации о параметрах пласта и процессе его разработки является ключевым
условием для оптимизации добычи нефтегазовых ресурсов и максимизации прибыли.
Поэтому, анализ геофизических исследований при компрессорном освоении имеет
высокую практическую значимость и актуальность в геологоразведочной и
добывающей отраслях.
Цель работы
Определение
эффективности методов при вызове притока компрессорным освоением.
Задачи
1.
Литературный обзор геофизических
методов, применяемых при контроле за разработкой.
2.
Определение характерных режимов при
компрессорном освоении.
3.
Анализ истории изменений давления с
течением времени при компрессорном освоении.
1.ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ
1.1 Методы освоения скважины
Освоение скважины – комплекс
технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности,
соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины,
вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным
вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта
бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того,
воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации
вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях
тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих
пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с
пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.
Цель освоения –
восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть
до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции
скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову
притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е.
давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна
быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот,
небольшой п плавной.
Различают методы освоения
пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, н
с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого
фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В
практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого
фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии
вскрытия пласта н освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя
саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.
Можно выделить шесть
основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной
жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси,
откачка глубинными насосами.
Перед освоением на устье
скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым
методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце
обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для
перекрытия при необходимости ствола скважины.
Тартание – это извлечение
из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью
лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части
клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки
предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не
превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость
объемом, не превышающим 0,06 м 3 .
Тартание –
малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями
применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть
закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность
извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня
жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.
Поршневание. При
поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень
представляет собой трубу малого диаметра (25–37,5 мм) с клапаном, в нижней
части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены
эластичные резиновые манжеты (3–4 шт.), армированные проволочной сеткой. При
спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над
поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением
столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один
подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под
уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и
обычно не превышает 75–150 м. Поршневание в 10–15 раз производительнее
тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с
опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной
жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и
герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления.
Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором.
Таким способом осваиваются
скважины с большим пластовым давлением и
при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. При смене глинистого
раствора на нефть максимальное снижение
давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого
раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости
в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов.
В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения
имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для
отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.
Компрессорный способ
освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении
фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину
спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному
пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного
компрессора.
При нагнетании газа
жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового
отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в
НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно
снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность
газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое. Когда
забойное давление меньше пластового – начинается приток, и скважина переходит
на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения
устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.
Освоение ведется с
непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины.
Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные
депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны
скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в
скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах
возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 – 5500 м, а увеличение
глубины также ограничивает использование компрессорного способа.
Для более полного
использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок
скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы
оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны
компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это
осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине
делают так называемое пусковое отверстие (пусковые 56 муфты или пусковой
клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это
отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб
жидкости выше отверстия.
Чем больше давление,
развиваемое компрессором, тем на большей глубине может быть предусмотрено пусковое отверстие
или башмак НКТ, а следовательно, больше ΔР при прочих равных условиях.
Однако с увеличением L
увеличивается и Р1, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не
может быть снижено менее чем до 7–10 % от гидростатического давления, определяемого
первым слагаемым в. Поэтому для освоения глубоких скважин требуются
компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости
к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а
следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости
в НКТ давление (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на
забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать,
критический момент.
Освоение скважин закачкой
газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается
в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство
закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой
газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и
жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку
плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет
осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.
Для такого освоения к
скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по
меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и
смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании
газожидкостная 57 смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся
давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение
баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.
При закачке газожидкостной
смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием
которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров
газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче
пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно
жидкости составляет 0,3–0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна
быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака
НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей
жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно
это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их
сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных
объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса
достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8–1 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых
осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется
обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки,
также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.
Запишем баланс давлений
при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе
будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью,
а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со
скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС.
При освоении скважины
газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного
агрегата, ко второму отводу смесителя – выкидная линия компрессора. Сначала
запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый
раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на
устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и
сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере
замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и
достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ
давление нагнетания снижается.
Освоение скважиными
насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не
ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них
жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину
в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из
скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет
величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод
эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в
глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и
разрушения глинистой корки.
Перед спуском насоса скважина
промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза
к скважине промывочной жидкости – нефти и размещения насосного агрегата и
емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева
жидкости для предотвращения замерзания.
В заключение необходимо
отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические
приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного
месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при
компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым
воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси
и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины
при большей глубине спуска НКТ.
1.2 Компрессорное освоение скважины
В скважину, в
которой планируют проводить исследования при компрессировании, опускают
насосно-компрессорные трубы, оборудованные пусковыми клапанами и воронкой в
нижней части. Соединяют компрессор с межтрубным пространством и, закачивая
воздух, создают условия возникновения притока жидкости из пласта. После
кратковременного отбора жидкости компрессор отключают. Геофизические
исследования при этом проводят через насосно-компрессорные трубы.
На рис.1.1
приведена схема компрессорного освоения и опробования скважины. Римскими
цифрами обозначены соответствующие состояния скважины в процессе освоения.
Рис1.2 схематически показывает ход изменения забойного давления в скважине при
компрессорном освоении и опробовании. Для удобства понимания и описания термогидродинамических
процессов, происходящих в скважине, кривая изменения Pзаб. Разделена на пять интервалов,
характеризующих соответствующие
гидродинамические состояния скважины.
Рис. 1.1 –
Схема компрессорного освоения
До начала работы
компрессора скважина простаивает. Жидкость в трубах и скважине находится на
одном уровне (состояние 1 на рис.1.1 4). Давление столба жидкости в скважине на
забое первый период равно пластовому (участок кривой 1 – 2 на рис.1.2 ). Движение жидкости отсутствует.
Рис. 1.2 –
Распределение давления при компрессорном освоении
Распределение
температуры по стволу скважины в таких условиях характеризует
квазиустановившееся температурное поле в окружающих породах, сформировавшееся в
процессе бурения, цементирования, перфорации и последующего его простоя.
С включение
компрессора в работу начинается нагнетание воздуха в межтрубное пространство
скважины, что приводит к увеличению забойного давления в этот период (участок
кривой 2 – 3 на рис1.2). Нагнетание воздуха приводит к снижению уровня жидкости
в межтрубном пространстве, причем наряду с тем, что часть жидкости
выталкивается в НКТ вследствие возникающей репрессии на пласт, часть жидкости
из скважины может уходить и в перфорированный пласт (состояние 2 на рис.1.1).
Таким образом, второй период характеризует работу компрессора и скважины в
режиме нагнетания.
Режим
нагнетания не всегда может наблюдаться в скважине, наличие его определяется
положением по глубине статического (первоначального) уровня в скважине.
Участок
кривой 3 – 4 на рис.1.2 является переходным между Ⅱ и Ⅲ периодами и
соответствует явлению прорыва закачиваемого воздуха через насосно-компрессорные
трубы, когда снижающийся уровень жидкости в межтрубном пространстве достигает
воронки НКТ (устанавливается динамический уровень). Прорыв воздуха приводит к
резкому скачкообразному изменению забойного давления в скважине и возникновению
депрессии на пласт. С этого момента времени и (точка 4) начинается приток
жидкости из пласта в скважину и далее через НКТ на поверхность. Следовательно,
третий период характеризует работу компрессора и скважины в режиме отбора.
Гидродинамические условия в скважине в этот период аналогичны добывающей
скважине с режимом отбора при постоянном забойном давлении (состояние на рис.1.1).
Прекращение
подачи воздуха, вследствие отключения компрессора, вызывает увеличение
забойного давления в скважине. Период, таким образом, характеризует процесс
восстановления забойного давления до пластового (участок кривой 5 – 6 на
рис.1.2). При этом происходит уменьшение депрессии при продолжающемся притоке
жидкости из пласта. Жидкость из пласта, так же, как и из НКТ, поступает в
межтрубное пространство скважины и приводит к повышению уровня (состояние на
рис.1.1).
Как только
уровень жидкости достигает статического – забойное давление вновь становится
равным пластовому (период на рис.1.2). Приток жидкости из пласта прекращается,
и скважина возвращается в первоначальное гидродинамическое состояние покоя
(состояние на рис.1.1).
Реальная
кривая изменений Pзаб может отличаться от схематической.
Это произойдет, если НКТ оборудуют
пусковыми муфтами. Тогда на участке 3 – 4 будет регистрироваться не монотонное
снижение давления, кроме того, в точке 5 после отключения компрессора может
отмечаться дополнительное давление при разрядке межьрубного пространства. Но,
тем не менее все режимы, представленные выше, сохраняются и проявляются на
практике.
2. ТЕХНОЛГИЯ ТЕРМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН, ОСВАИВАЕМЫХ КОМПРЕССОРОМ
2.1
Выбор интервала исследований
Технология (методика) исследований скважин определяется обычно арсеналом
измерительных средств (методов), имеющихся на вооружении геофизических партий и
конкретными задачами, которые необходимо решать в той или иной ситуации.
Исходным при этом должно быть получение максимума информации при минимуме
затрат средств и времени.
Конкретность в постановке задачи геологическими службами, достоверность
и полнота информации о проведенных на скважине работах, предшествующих
исследованиям, наличие комплекса геофизических методов и выполнение
методических условий предопределяет эффективность решения поставленных задач.
Но заказчиком (добывающими и буровыми предприятиями, службами КРС) должна
ставится перед геофизиками только задача, а геофизики, в зависимости от поставленной
задачи, сами определяют технологию и методы исследования скважин.
Как правило, после бурения и обсадки исследованию подлежат все скважины,
давшие при освоении нефть с водой или воду при нефтенасыщенности пласта по
электрокаротажу. Часто исследуются пласты для проверки геофизических
характеристик при насыщенности пласта нефтью с водой или только водой. При
опробовании разведочных скважин надо исследовать и скважины, давшие безводную
нефть, поскольку необходимы сведения о принадлежности этой нефти испытываемому
пласту.
Следует так же помнить, что геофизические материалы, полученные в период
освоения и опробования скважины, могут оказаться единственными на длительный
период ее эксплуатации и значительно облегчат диагностику скважины при
последующих геофизических исследованиях. Скважины, обводнившиеся в процессе
эксплуатации, исследуются для ориентации ремонтно-изоляционных работ. После
проведения последних рекомендуется проводить геофизические измерения для оценки
качества выполненных работ.
Исходя из физических основ термометрии, а также из информативности
метода в различные периоды работы скважины (компрессора) при освоении (см.п.п.
1.3 и 1.4), для уменьшения затрат средств и времени на исследования методики
решения нефтепромысловых задач базируются на существующей технологии
компрессорного освоения скважины. Такой подход к методике исследований
позволяет наиболее полно использовать особенности и достоинства переходных
процессов, возникающих в скважине и пласте в период освоения, для получения
геофизической информации.
Интервал исследований обычно выбирается из их назначения. При этом
различают общие или поисковые и детальные исследования.
Общие исследования проводят, как правило, по стволу от динамического
(статического) уровня до продуктивных горизонтов. Регистрацию осуществляют в
масштабе глубин 1:500, записи температуры 0.10 С/см.
Детальные исследования осуществляются
в интервалах продуктивных горизонтов и возможных заколонных перетоков, в также
в интервалах температурных аномалий, отмеченных при поисковых исследованиях.
Производят детальные исследования в масштабе глубин 1:200, масштаб записи
температуры 0.05° С/см или 0.02° С/см выбирается, как правило, опытным путем в
зависимости от конкретных условий. Рекомендуется регистрировать термограммы с
дублированием вторым каналом гальванометра 1:5.
Исследования скважин при их освоении
проводят скважинной аппаратурой, пропускаемой через насосно-компрессорные
трубы. При этом низ НКТ должен быть на 20 м выше интервала детальных
исследований, включая и неперфорированные водоносные пласты - потенциально
возможные источники обводнения. Невыполнение этого условия (перепуск НКТ ниже
перфорированных интервалов, или же чрезмерная близость к ним) резко снижает
эффективность исследований термометрии и других методов, связано это с наличием
движения жидкости в трубах и за ними в процессе освоения и возникновением здесь
значительных температурных аномалий (см. п.1.4.6), которые могут маскировать
процессы, происходящие в интересующих нас интервалах. В общем случае глубина
спуска НКТ рассчитывается и определяется типом компрессора и должна
обеспечивать прорыв воздуха через НКТ и излив жидкости из скважины на
поверхность.
2.2
Регламентирование измерений в скважине
Соблюдение регламента измерений позволяет наиболее полно использовать
особенности переходных режимов скважины для обеспечения информативности
геофизических методов при решении следующих задач:
- выделение работающих
перфорированных пластов;
- определение нефтеводопритоков в
скважину;
- оценка гидродинамических параметров
пласта и расхода жидкости в скважине;
- определение мест нарушения
герметичности обсадной колонны и забоя скважины;
- выявление межпластовых заколонных и
внутриколонных перетоков;
- оценка характера насыщенности
пластов.
При комплексном подходе к решению нефтепромысловых задач основной упор в
вопросах исследований и интерпретации результатов в работе сделан на
термометрию, поскольку интерпретация данных расходометрии, методов состава и
т.п. существенно не зависят от режима работы скважины (в смысле стационарного и
нестационарного режима) и основные подходы к методике исследований и
интерпретации достаточно полно изложены в литературе [19]. Кроме того, данные
термометрии часто являются основой для выбора интервала детальных исследований
другими методами. Поэтому вначале упорядочим число и порядок проведения
температурных измерений в процессе освоения, опираясь, как уже отмечалось выше,
на существующей технологии компрессорного освоения скважины.
При использовании комплекса геофизических методов для исследований во
избежание нарушений температурного поля не следует непосредственно перед
регистрацией термограмм спускать в интервал исследований другие приборы. В
особенности это касается исследований, проводимых в простаивающей до включения
компрессора скважине.
Первый замер термометром производится в скважине, простаивающей в покое
не менее 10-18 часов (в зависимости от диаметра скважины), после работ,
связанных с ее промывкой. На практике геофизическая партия должна вызываться на
скважину на другой день после ее промывки. Это связано с необходимостью
исключения влияния на регистрируемые температурные кривые возможных радиальных
градиентов температуры в скважине и различия теплофизических свойств пород.
Контрольный (фоновый) замер температуры является первым из всех геофизических
методов, проводимых непосредственно перед освоением И опробованием, и строго
обязателен. Его обычно рекомендуется проводить по всему стволу скважины для
получения общего представления о ее состояния. Часто термограмма этого периода
дает информацию для выбора интервалов детальных исследований как термометрии,
так и других методов.
Второй замер температуры производится при снижении уровня жидкости в
межтрубном пространстве, т.е. при работе компрессора в режиме нагнетания.
Знание факта ухода жидкости из скважины в пласт необходимо для интерпретация
последующих кривых, полученных в режиме отбора. Кроме того, помимо выявления
мест поглощения жидкости (нарушение колонны, перфорированные пласты)
установление оттока жидкости имеет и самостоятельное значение: оно учитывается
при определении оптимального времени дренирования пласта, необходимого для
полного извлечения из пласта поглощенной
в этот период жидкости. Понятно, что в случае излива жидкости из простаивающей
скважины режим нагнетания отсутствует (см.п. 1.2) и измерения в этот период
можно не проводить.
В режиме отбора (притока) жидкости из пласта регистрируют по крайней
мере три термограммы. Причем первый замер производят сразу после начала
притока, второй - через 1-1.5 часа после первого и следующий замер через 2-3
часа. Время между замерами может быть увеличено при необходимости регистрации в
этот период других параметров. Такой порядок исследований в период отбора
позволяет определить причины и источники обводнения продукции скважины,
выявлять места малых негерметичностей обсадной колонны, определять
эксплуатационные характеристики перфорированных пластов.
После отключения компрессора и разрядки межтрубного пространства
регистрация термограмм осуществляется следующим образом: первый замер
непосредственно после отключения компрессора и разрядки, затем - через 1 час и
через 4-5 часов после первого замера. При таком порядке замеров температуры
полезную информацию несут как конвективное, так и кондуктивное восстановление
температуры, что является благоприятным для определения технических осложнений,
расположенных выше перфорированных интервалов (заколонные перетоки сверху и
т.д.); определения насыщенности пластов по эффекту разгазирования и т.д.
Рассмотренная технология представляет полный цикл термических
исследований скважины при компрессорном освоении. Однако следует помнить, и это
важно, что для решения конкретной задачи число измерений может быть сокращено.
Например, в исключительных случаях для выявления отдающих интервалов или
выявления заколонного перетока сверху могут быть зарегистрированы лишь фоновая
термограмма и несколько термограмм после отключения компрессора, т.е. исключая
режим отбора при работе компрессора. В некоторых случаях (несоответствие
глубины спуска НКТ и мощности компрессора) может отсутствовать и прорыв
воздуха. Однако достоверность и полнота информации в таких случаях не
гарантируется. В общем случае количество температурных замеров, время между
ними и интервал исследований при освоении, должны уточняться начальником
геофизической партии непосредственно на скважине после предварительной
интерпретации первых диаграмм.
Измерения температуры обычно производят на спуске скважного прибора. При
чрезмерной затянутости температурной аномалии от нижнего работающего пласта в
зумпфе для учета влияния инерционности температурного датчика на показания
рекомендуется одну термограмму регистрировать при подъеме термометра.
При затруднениях регистрации температурных кривых на спуске (большая
кривизна скважины, неравномерное движение прибора, остановка прибора)
допускается проведение исследований при подъеме. При этом на каждой диаграмме
дается информация о направлении движения зонда при регистрации кривой.
Рассмотренная выше методика исследований базируется на использовании
серийно выпускаемых скважинных термометров с высокой разрешающей способностью
(СТЛ-28, Напор, К-2, К-4 и др.). Термометрами такого типа оснащены практически
все геофизические предприятия. Единственным условием их применимости является
необходимость регулярных поверок в соответствии с ОСТ 39-174-84 [5].
2.3
Выбор скорости регистрации термограмм
Скорость записи термограмм влияет на их качество и длительность исследования.
Как было отмечено в п.1.4.4, при термических исследованиях мгновенная
температурная картина в стволе скважины зарегистрирована быть не может: на
разных глубинах она измеряется в различное время. Поэтому нестационарность
распределения температуры в скважине при малых скоростях движения термометра
приводит к искажению термограмм, регистрируемых в процессе освоения. Из рисунка
19 видно, что для уменьшения такого рода искажений необходимо, чтобы скорость
записи температуры vт была намного больше скорости потока vп . Практика
показывает, что естественное стремление сократить время измерений привело в
ряде случаев к завышению скорости записи в ущерб качеству термограмм. В случае
осваиваемой скважины завышение скорости движения термометра может приводить к
чрезмерной затянутости аномалии дроссельного эффекта в зумпфе скважины тепловой
инерцией аппаратуры. Такая затянутость аномалии, зарегистрированная на
термограмме, может привести к неправильной интерпретации полученных материалов.
При детальных исследованиях в качестве критерия для выбора скорости
записи целесообразно принять величину затянутости температурной аномалии в
зумпфе ∆Z .
На рис.20 показана скачкообразная аномалия температуры, имитирующая
аномалию дроссельного эффекта (сплошная линия), и соответствующее искажение
профиля температуры тепловой инерцией аппаратуры,(пунктирная линия).
Рис.19 – Влияние скорости движения термометра на
регистрируемую термограмму в начальной стадиинагнетания жидкости.
Рис.20 – К искажения профиля температуры тепловой
инерцией аппаратуры.
Относительное изменение показаний термометра, нормированное к амплитуде
скачка, описывается выражением
δT=exp(
)
Отсюда для скорости записи можно получить
νm 
По методическим соображениям величину ∆Z можно измерять на уровне δT =
0.1. Тогда, принимая в качестве допустимого значения ∆Z ≤ 0.3м , получаем для
детальных исследований
νm[м/час]≤
При исследовании скважины до включения компрессора (поисковые
исследования), когда распределение температуры близко к линейному со средним
градиентом температуры Гcp , исходя из чувствительности
термометра ∆ т, допустимую скорость можно определить как [20]
νm[м/час]≤
Под τ выше подразумевается действительное
значение постоянной времени термометра при регистрации очередной термограммы.
Оно должно быть определено непосредственно в скважине, т.к. паспортное значение
τ , оцененное в лабораторных условиях, часто не соответствует действительному,
например, из-за загрязнения датчика. Действительное значение τ может быть
определено путем кратковременной остановки термометра в интервале с
квазистационарным, близким к линейному распределением температуры. При этом
значение инерционности термометра рассчитывается как ῖ = ΔT/Гνm,
где ∆T - величина искажения
измеряемой температуры,
а Г - градиент температуры в
интервале исследований.
Следует заметить, что динамическая
погрешность измерения температуры связана с тепловой инерцией термометра и в
зависимости от скорости движения прибора ведет себя не одинаково. На рис.21
представлен характер изменения этих параметров от скорости движения по
результатам измерений в простаивающей скважине.
Рис.21 – Тепловая инерция термометра и динамическая
погрешность измерения температуры ΔТ в
зависимости скорости движения прибора в воде.
2.4
Оформление и оценка качества зарегистрированных термограмм
Для правильной интерпретации материалов, полученных при исследовании
скважин, важное значение имеют исчерпывающие и достоверные сведения об условиях
измерения, состоянии скважины на момент измерения и точные сведения о временах
измерения и типе применяемой аппаратуры.
Поэтому при оформлении термограмм
следует указывать: дату исследований; номер, скважины и площадь; цель
исследований; условия проведения измерений; продолжительность простоя скважины
до работы компрессора; время и характер проведения последних (перед исследованиями)
работ на скважине; глубину спуска НКТ; наличие и глубину расположения пусковых
муфт (клапанов); тип компрессора, время включения компрессора в работу; время
срабатывания муфт; время прорыва воздуха через НКТ; время окончания работы
компрессора; полное время работы компрессора; время начала каждого замера
температуры в скважине; тип термометра; значение постоянной времени термометра;
скорость записи и направление движения термометра для каждого замера; масштаб
записи температуры.
Окончательно результаты термических исследований представляют в форме,
зависящей от вида и целей исследований.
Термограммы, зарегистрированные при детальных исследованиях, копируют с
оригинала, устраняя имеющиеся сносы. При этом за величину сноса принимают расстояние
между линиями стандарт-сигналов "0" и "1", которые обычно
записывают на оригинале в начале и конце диаграммы. Всем термограммам
присваиваются порядковые номера. Полученный комплекс термограмм копируют на
один лист (устраняя сносы), совмещая их в зумпфе скважины на участке с
геотермическим (не возмущенным движением жидкости при освоении) распределением
температуры и указывая при этом начальные и конечные абсолютные значения
температуры каждой термограммы.
Для оценки качества зарегистрированных термограмм можно использовать
простые критерии, позволяющие применять их прямо на скважине. К таким критериям
следует отнести наклон температурных кривых (градиент температуры) в зумпфе и в
стволе скважины, значение абсолютной температуры, масштаб регистрации
термограмм (по температуре) и повторяемость температурных кривых при основном и
контрольном замерах.
Все перечисленные критерии тесно
увязаны между собой, но тем не менее их можно использовать независимо. Для
оценки качества термограмм, зарегистрированных в процессе освоения, служит
зумпф скважины, поскольку в этом
интервале не нарушается тепловое поле при закачках, отборах жидкости и т.д.
Наклон температурной кривой. Вскрытые скважиной пласты различаются друг
от друга значениями тепловых сопротивлений (теплопроводности). Каждому пласту
соответствует свой наклон температурной кривой или градиент температуры.
Хорошее качество термограмм в соответствий с этим позволяет провести корреляцию
зарегистрированных градиентов температуры с литологическим разрезом в зумпфе.
Масштаб регистрации термограмм. Несоответствие фактического
(аппаратурного) масштаба температуры с проектным, который записан в заголовке
кривой может бить причиной неправильной интерпретации. Выдержка масштаба при
регистрации или качество термограмм проверяется путем сопоставления
зарегистрированного градиента температуры в зумпфе со средним градиентом для
данного разреза по месторождению. Занижение зарегистрированного градиента будет
свидетельствовать о "загрублении" масштаба и наоборот.
Значение абсолютной температуры. Показаний поверенного нормально
работающего термометра на данной глубине в зумпфе длительно простаивающей или
работающей скважины могут отличаться от известной средней температуры для
данного района в пределах погрешности используемой аппаратуры. В процессе
исследований скважины расхождения абсолютных значений температур в конечной
точке записи в зумпфе (необъяснимые известными физическими процессами,
проявляющимися при освоении) не должны превышать величины временного дрейфа
показаний термометра, указанной в паспорте.
Повторяемость температурных кривых. Данный критерий тесно связан с
предыдущим. В зумпфе скважины основной и контрольный замеры (или повторные
замеры) должны совпадать как по форме, так и (с учетом предыдущего критерия) по
температуре. Невыполнение указанных выше критериев, необъяснимое известными
явлениями и процессами, свидетельствует о низком качестве зарегистрированных
термограмм.
2.5
Общие положения интерпретации результатов термометрии при компрессорном
освоении
Основными источниками информации, использующимися при интерпретации,
являются диаграммы различных методов ГИС, зарегистрированные в процессе
освоения скважины. Конечным итогом интерпретации является заключение по
результатам этих исследований. Но полное заключение составляется на 54
основании комплексной интерпретации не только результатов работ, выполненных в
процессе освоения и опробования, но и данных по исследованиям после бурения и
обсадки. При этом принимаются во внимание сроки окончания бурения и цементажа,
сведения о коллекторских свойствах изучаемых пластов и о их насыщенности по
данным электрометрии, о газосодержании и давлении насыщения нефти газом, о
температуре и минерализации закачиваемых вод, геолого-промысловые данные по
соседним скважинам и т.д.
Анализ термограмм начинается с фоновой. По сопоставлению со сводным
геотермическим распределением для данного региона (площади) выделяется
температурные аномалий, которые могут быть связаны с цементом, промывкой, техническими
осложнениями в скважине, с процессами в пластах. На интервалы расположения этих
аномалий следует обращать внимание на последующих термограммах.
Далее выделяют на термограммах в зумпфе участок, не подвергшийся
воздействию результата компрессорного освоения, т.е. закачки и отбора жидкости,
и совмещают все кривые в этом интервале.
На термограммах режима нагнетания, зарегистрированных до прорыва воздуха
через НКТ, по отрицательным аномалиям и изменению наклона термограммы выделяют
интервалы поглощения. По возможности оценивают объем поглощенной жидкости.
Сопоставление термограмм облегчает анализ процесса формирования
теплового поля в скважине после вызова притока из пласте. По дроссельному
разогреву, аномалии смешивания на термограммах и данным других методов выделяют
отдающие интервалы, интервалы нефтеводопритоков, места негерметичности,
оценивают дебит жидкости в скважине. Анализируют характер формирования
теплового поля в зумпфе скважины и, сравнивая с теоретическим распределением, с
учетом данных других методов выделяют заколонный переток, нарушение
герметичности колонны и забоя скважины.
При анализе температурных кривых, зарегистрированных после отключения
компрессора, следует обращать особое внимание на "поведение" термограммы
выше отдающих пластов, т.к. этот период благоприятен для выявления заколонных
перетоков сверху. В случае возникновения внутриколонных перетоков возможна
оценка соотношения давлений в различных пластах.
При интерпретации термограмм, зарегистрированных в стволе скважины при
ее компрессировании, необходимо учитывать возможность регистрации ложных
температурных аномалий, обусловленных эффектом немгновенности регистрации. В
отличии от аномалий, связанных с техническими осложнениями в скважине, ложные аномалии
не локализованы по глубине.
Полная интерпретация базируется на совокупном анализе всех температурных
кривых. При этом учитывают сведения о времени и условиях регистрации каждой из
них. При необходимости используют расчетные данные, сравнение с теоретическими
термограммами.
Заключение выдается на основе анализа всех геолого-промысловых данных,
указанных в начале, а также данных других геофизических методов, используемых
наряду с термометрией при исследовании скважины в процессе освоения.
Достоверность выдаваемых заключений базируется именно на комплексном подходе к
решению нефтепромысловых задач. Чтобы у читателя не сложилось впечатление об
исключительности термометрического метода исследования скважин, ниже даются
некоторые сведения о других геофизических методах, рекомендуемых в комплекс для
исследования скважин в процессе освоения и опробования.
2.6 О
комплексе геофизических методов, рекомендуемых при исследованиях осваиваемых
скважин
Опыт показывает, что для эффективного решения задач нефтепромысловой
геологии, возникающих при освоении и опробовании, наряду с термометрией
необходим следующий комплекс геофизических методов: гемма-каротаж, барометрия,
локация муфт, расходометрия, методы состава, акустическая шумометрия.
Нет необходимости в рамках данной работы приводить полные сведения о
физических и методических основах этих методов. Поэтому рассмотрим кратко, для
решения каких задач используется каждый геофизический метод и на каком этапе
компрессорного освоения рекомендуется проводить исследования.
Гамма-каротаж. Используется для привязки геофизического материала к
литологическому разрезу скважины, а также для определения обводненных
интервалов по радиогеохимическому эффекту (РГЭ). Запись диаграммы ГК
осуществляется в простаивающей скважине до работы компрессора. Тип аппаратуры,
масштаб регистрации и скорость записи выбираются так, чтобы была возможность
проводить сопоставление зарегистрированной кривой с первоначальной для
выделения аномалии РГЭ.
Локация муфт. Регистрацию диаграммы ЛМ производят для привязки диаграмм
по глубине по положению муфтовых соединений колонны; для отбивки глубины забоя;
для определения положения низа НКТ; в благоприятных случаях и для определения
положения перфорированных интервалов в колонне. Регистрацию осуществляют, как
правило, при подъеме приборе, при этом совершенно не принципиально, когда
проводить измерения в процессе
исследований. Поэтому время регистрации выбирают из удобства. Скорость записи
должна обеспечивать максимальную амплитуду сигнала локатора.
Барометрия. Используется для контроля
за гидродинамическим состоянием скважины в процессе исследований при переходных
процессах. Возможно применение метода и для определения гидродинамических
параметров пласта. Исследования обычно проводят двумя способами. Первый
заключается в регистрации распределения давления по стволу скважины, второй - в
регистрации изменения давления как функции времени на фиксированной глубине.
В первом случае основным информационным параметром является градиент
давления, который определяется по наклону диаграммы (в аппаратуре
"Напор" предусмотрен канал для регистрации дифференциальной кривой
давления). По таким замерам можно определить плотность жидкости в стволе
скважины, положение динамического уровня и глубину забоя скважины,
контролировать посадки прибора при спуске. Запись в такой форме рекомендуется
осуществлять до включения и после отключения компрессора для контроля за
забойным давлением и положением уровня жидкости в этот период.
Для регистрации изменения давления,
как функции времени, прибор периодически устанавливают на одну и ту же глубину
(выше осваиваемого объекта на 20-30 м, по возможности, на глубине,
соответствующей магнитной метке) и фиксируют изменение давления во времени в
журнале. Регистрировать показания можно и на фоторегистраторе в режиме
непрерывной протяжки диаграммной ленты. Запись изменения давления осуществляют
между измерениями других параметров. Наличие такой информации (Pзаб
f (t)) значительно повышает достоверность интерпретации других методов ГИС и в
первую очередь термометрии.
Если решается задача оценки гидродинамических параметров пласта, то
одновременно с кривой изменений давлений (КИД) в той же точке производится
запись температуры (КИТ) и дебита. Регистрация параметров на участках плавного
монотонного изменения может прерываться для проведения исследований по стволу.
При этом в рабочем журнале фиксируется время начала и окончания участков
непрерывной протяжки с тем, чтобы в дальнейшем восполнить пропущенные участки
путем интерполяции, используя точки из термограмм и барограмм.
Расходометрия. Исследования могут осуществляться как термокондуктивными
(ТД), так и механическими (пакерными) дебитомерами (МД). По данным
расходометрии определяют места притоков жидкости в ствол скважины, включая и
негерметичность колонны, и строят профили притока. Обычно измерения
осуществляются в интервале детальных исследований, а также в интервалах
выделенных по термометрии аномалий.
Измерения ТД осуществляют при работе скважины в режиме притока жидкости.
При этом для определения первоначально вступающего в работу интервала первое
измерение ТД осуществляют после первого измерения температуры в режиме притока.
Следующий замер ТД производят после отключения компрессора и стравливания
воздуха. Регистрируют дебитограммы обычно при подъеме и затем при спуске
прибора. Вследствие сравнительно высокой чувствительности в диапазоне низких и
средних дебитов, позволяющих фиксировать малые радиальные притоки, метод
термодебитометрии можно использовать в одном цикле освоения с другими методами.
Измерения механическими дебитомерами-расходомерами осуществляются после
прорыва воздуха при работе компрессора в режиме отбора при устойчивом потоке
жидкости. Обычно выполняют поточечные (в единицу времени) измерения через 0,4 м
в интервалах перфорации и прилегающих к ним участках (не более 4 м) и в
интервалах, выявленных с подозрением на нарушение герметичности колонии.
Результаты измерений заносятся в журнал.
По данным измерений на точках строят интегральную и дифференциальную
дебитограммы.
Исследования в интервале пласта осуществляются только в том случае, если
при предварительном измерении дебита в точке над перфорированными пластами при
открытом пакере отмечается устойчивый счет импульсов дебитомера. В противном
случав дальнейшие исследования МД не проводятся. Опыт показывает, что при
использовании механического дебитомера часто метод не может быть использован в
одном цикле освоения скважины с другими методами. Поэтому после проведения всех
измерений, если существует необходимость, исследования МД могут быть проведены
после повторной отработки компрессора.
Такое решение может принять только начальник геофизической партии
непосредственно на скважине.
Методы состава. Включают методы: влагометрию, резистивиметрию и
гамма-гамма-плотностнометрию. Исследования проводятся для определения состава
поступающей жидкости из пласта, состава жидкости, находящейся в стволе
скважины, и наличия осадка (грязи) на забое, для выявления возможной
гравитационной конвекции в зумпфе, а также для контроля за изменениями НВР и
динамического уровня жидкости в стволе скважины.
Измерения проводят в двух режимах: в простаивающей скважине до включения
компрессора и при работе скважины в режиме отбора (притока) жидкости после
отключения компрессора и разрядки межтрубного пространства в промежутках между
температурными измерениями. Кроме того, в этот же период (после отключения
компрессора) производят временное прослеживание (серия замеров) динамического
уровня и нефтеводораздела для оценки состава и количества поступающей жидкости.
Акустическая шумометрия. Используется для общей диагностики состояния
скважины - определения нарушения герметичности колонны, мест притоков жидкости
в скважину и для выявления интервалов заколонных перетоков.
Регистрация относительного уровня акустических шумов возможна в режиме
непрерывной протяжки и в дискретном режиме.
Первый режим обеспечивает сравнительно высокую скорость регистрации,
рекомендуется к применению лишь в редких случаях при поисковых исследованиях,
поскольку значительны шумы, создаваемые трением прибора и кабеля о стенки
колонны.
Предпочтительным является дискретный режим, когда уровень шумов
измеряется лишь в моменты остановки прибора. Такого рода исследования
производятся либо в перфорированном интервале, либо в интервалах,
предварительно отмеченных как подлежащие детальным исследованиям по результатам
термометрии. Дискретную регистрацию проводят при спуске прибора с остановками
через заданный шаг, выбираемый исходя из решаемой задачи и требуемого
разрешения по глубине. Отсчет уровня шумов и глубину заносят в виде таблицы в
журнал.
Исследования шумомером проводят: вначале в простаивающей скважине до
включения компрессора, а затем после отключения компрессора и разрядки
межтрубного пространства.
После окончания исследований проводится комплексная интерпретация по
схеме "контроль технического состояния - определение работающих толщин –
определение состава поступающего флюида - оценка расхода". Составляется
полное заключение по результатам исследований.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе отражено современное состояние термометрии при
исследовании скважин в период их компрессорного освоения и опробования.
Дальнейшее повышение эффективности ГИС в таких условиях, в первую очередь,
может быть достигнуто путем применения более полного и рационального комплекса
геофизических работ в зависимости от решаемых задач, повышения качества работ и
перехода на количественный уровень интерпретации получаемых результатов.
Качественно новые возможности термометрии в комплексе с другими геофизическими
методами следует ожидать при внедрении персональных компьютеров как в систему
регистрации, так и в систему обработки данных ГИС.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
И ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Валиуллин
Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении
нефтяных скважин. Уфа, 1992. – 119с.
2.
Геофизические
исследования и работы в скважинах: в 7 т. Т. 3. Исследования действующих
скважин / Сост.: Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин. - Уфа: Информ-реклама,
2010. – 184с.
3.
Гиматудинов
Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра.
1982. – 311с.
4.
Интерпретация
результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин /Справочник
под ред. Добрынина В.М. - М.: Недра. 1988. – 476с.
5.
Моисеев
В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин.
М.: Недра. 1990. – 239с.
6.
Муравьев
И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений, М - Л., 1949. – 776с.
7.
Орлинский
Б.М., Валиуллин Р.А. Геофизические методы контроля разработкой нефтяных
месторождений. НТВ Каротажник, Тверь, №20, 1996.
8. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.
