Гидродинамические исследования скважин

 Гидродинамические исследования скважин.

Общие сведения.

 В настоящее время ПГО «Тюменьпромгеофизика» применяет технологию одновременной непрерывной по времени цифровой регистрации комплекса параметров на устье и в стволе скважины в процессе ее освоения и работы. Выполнение такой задачи обеспечивается комплектом скважинного и устьевого оборудования.

          Скважинное оборудование включает в себя автономный манометр АМ-1, аппаратурный комплекс МЕГА-К (основной вариант), могут применяться также приборы  ПЛТ-9,  МЕГА-П, ПЛТ-6, АККИС.

 1.     Автономный манометр АМ-1.

Прибор АМ-1 перед началом работ по освоению устанавливается на башмаке НКТ. Посадочным гнездом служит стандартная воронка диаметром 50.0 мм для НКТ 2.5’. Установка прибора происходит путем свободного погружения в жидкости и не требует никаких технических средств и затрат времени.

Возможность заклинивания прибора в воронке, его разрушения в колонне НКТ, падения на забой или каких-либо иных аварийных ситуаций исключается его конструкцией – спуск прибора контролируется парашютным устройством, корпус прибора снабжен центраторами, низ оборудован амортизаторами для гашения удара о посадочное седло. Опыт применения такой технологии спуска показывает, что в вертикальных участках скважин максимальная скорость погружения прибора достигает 5000 м/ч. Нагрузки на прибор, возникающий при его «посадке» с таким ускорением, далеко не являются пределом его прочности.

Прибор АМ-1 обеспечивает непрерывную регистрацию в реальном времени температуры и давления на забое скважины без связи с поверхностью в практически неограниченном промежутке времени, как правило, в течении всего времени работы на скважине. Прибор АМ-1 извлекается из скважины сразу по окончанию исследований с помощью специального ловильного устройства. В случае невозможности извлечения автономного прибора сразу после окончанию работ по технологическим соображениям, прибор может быть извлечен позднее вместе с колонной НКТ.

 

2.     Аппаратурный комплекс МЕГА-К.

 

            Кроме автономного прибора в колонну НКТ на кабеле спускается аппаратурный комплекс МЕГА-К, который производит регистрацию набора параметров, как в функции глубины, так и в функции реального времени.

 

            Прибором МЕГА-К периодически выполняется регистрация набора параметров в функции глубины с целью определения состава жидкости в стволе скважины, определения наличия и глубины границ раздела фаз.

 

            В промежутках между рейсами прибором МЕГА-К выполняется регистрация на конкретной точке ствола скважины (глубина не изменяется) в функции реального времени с целью дублирования данных автономного прибора и получения оперативной информации на поверхности.

 

           Прибор МЕГА-К может спускается в скважину сразу после установки автономного прибора. В случае, если это невозможно, например, при свабировании, прибор устанавливается в периоды притока после извлечения сваба. К прибору МЕГА-К через стыковочный узел присоединяется ловильное устройство, что позволяет извлечь автономный прибор сразу по окончанию работ без дополнительного спуска-подъема.

 

3.     Устьевое оборудование.

 

             Устьевое оборудование включает в себя  цифровые манометры КРТ-01 и поплавковый уровнемер ПУ-01, которые работают совместно с каротажной станцией «Мега». Цифровые манометры КРТ-01 подают непрерывные цифровые данные о давлении на бортовой компьютер каротажной станции, где происходит их регистрация в реальном времени. Манометры КРТ-01 подсоединяются к стандартному штуцеру на выкидной и затрубной  линии. Информация о изменении во времени буферного и затрубного давления очень важна при исследовании скважин при их освоении компрессором или в фонтанирующих скважинах, где имеет место избыточное давление. В мерной емкости устанавливается поплавковый уровнемер ПУ-01, обеспечивающий непрерывную цифровую регистрацию в реальном времени уровня жидкости в мерной емкости, и, как следствие, мгновенного дебита на устье. В нагнетательных и фонтанных скважинах также применяется накладной акустический расходомер ДНЕПР-7, устанавливающийся на выкидной линии и не требующий ее демонтажа.

Установка комплекта оборудования для гидродинамических исследований не предъявляет дополнительных требований к обвязке устья, которая остается без изменений и выбирается в соответствии со способом освоения или работы скважины.

 

4. Регистрируемые параметры.

 

В результате проведения гидродинамических исследований скважин производится регистрация следующего набора параметров:

-       непрерывная запись давления и температуры на башмаке НКТ;

-       непрерывная запись буферного давления;

-       непрерывная запись затрубного давления;

-       непрерывная запись дебита скважины на устье;

-       периодические записи объема и состава флюида в стволе скважине.

Обработка такого набора параметров, синхронизированных по времени, позволяет получать следующие основные данные и их изменение во времени (динамику):

-       пластовое давление;

-       непрерывный мгновенный дебит пласта;

-       непрерывную мгновенную депрессию или репрессию;

-       коэффициент продуктивности и его изменение в результате воздействия на пласт;

-       проницаемость пласта;

-       проницаемость призабойной зоны пласта;

-       показатель скин-эффекта;

-       показатель гидродинамического несовершенства скважины;

-       эффективную мощность работающего пласта;

-       гидро- и пьезопроводность пласта;

-       расходные содержания фаз в общем притоке.

Применение гидродинамических исследований с другими видами ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений, такими, например, как ИННК или комплексами ГИС для определения профилей притока или поглощения может решать задачи количественной оценки текущего насыщения эксплуатируемых объектов, определения доли заколонных перетоков жидкости, эффективности вскрытия объектов эксплуатации, пр.

Данные, получаемые при обработке результатов гидродинамических исследований скважин позволяют выбрать режим эксплуатации скважины, подобрать подземное оборудование, уточнить коллекторные свойства осваиваемого пласта (проницаемость), запроектировать мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.