Разработка многопластовых объектов с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов

Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы:

1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости; 3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента.

Раздельно эксплуатируют пласты способами: 1) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); 2) один пласт фонтанными, а другой - механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); 3) оба пласта механизированным (насос-насос).

В зависимости от условий применения каждой метод ОРЭ может быть осуществлен в нескольких вариантах.

Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, также как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров.

Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность.

Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого - пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб.

Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ - установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации.

Установки типа УФ2П (рис. 39) предназначены для эксплуатации колонн диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми сочетаниями условных диаметров НКТ первого и второго рядов 48х48, 60х60, 73х48 мм.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан-насос и насос‑фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР - с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП - с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта.

Установка УТР состоит из наземного и подземного оборудования.

Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном (рис. 40, а) и вставном (рис. 40, б) исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ПНСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта - специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу - нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта.

Рис. 40. Установки для ОРЭ двух пластов скважинами, оборудованными штанговыми скважинными насосами:

а - УТР невставного исполнения; б - УТР вставного исполнения; в - 1УНР вставного исполнения; г ‑ 1УНР невставного исполнения; 1 - оборудование устья; 2 - станок-качалка; 3 - верхний насос; 4 ‑ опора; 5 - нижний насос; 6 - пакер; 7 - автосцеп; 8 - автоматический переключатель пластов

Установки с использованием насосов типа НСН2 более производительны.

В установке типа 1УНР (рис. 40, г) при ходе плунжера вверх происходит заполнение цилиндра насоса сначала жидкостью пласта с меньшим давлением, а затем (после прохождения плунжером отверстия на боковой поверхности цилиндра) - жидкостью пласта с высоким давлением.

При ходе плунжера вниз жидкость обоих пластов нагнетается в НКТ. Поступление жидкости из верхнего и нижнего пластов, разобщенных пакером, на прием насоса через канал «б» (рис. 40, в, г) и на боковой поверхности через отверстие «а» регулируется с помощью переключателя пластов.

Установки УВКС-2Р, УВГК-2Р и УВК-2СР служат для одновременного раздельного нагнетания в пласты морской, речной, сточной и пластовых вод.

6. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Исходные геологические и геофизические данные, используемые при проектировании и анализе разработки, методы их определения. Виды проектных документов и их содержание.

Основная задача подготовки производства в нефтяной и газовой промышленности — обеспечение рациональных темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы, внутренних и экспортных потребностей в нефти, газе и продуктах их переработки.

В результате подготовки производства по всем стадиям цикла разрабатываются проекты.

В любом промышленном проекте, как правило, выделяются три фазы (стадии):

1) предварительная (анализ инвестиционных возможностей, предварительное технико-экономическое обоснование);

2) инвестиционная (проектирование, строительство, маркетинг, обучение персонала);

3) эксплуатационная (приемка, ввод в эксплуатацию, замена оборудования, расширение).

Одним из наиболее сложных процессов является проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений, которое осуществляют как головные отраслевые НИИ (ВНИИнефть, ВНИИгаз), так и региональные (Гипровостокнефть).

В проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений принимают участие специалисты в области геологии и геофизики, бурения скважин, технологии эксплуатации нефтегазовых объектов, охраны окружающей среды, экономики.При проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений должны применяться комплексные методы составления и обоснования схем и проектов, в основу которых заложен принцип рациональной эксплуатации невоспроизводимых природных ресурсов.Проектирование разработки может осуществляться только при условии подсчитанных и утвержденных запасов промышленных категорий.Каждое месторождение разрабатывается по индивидуальному проекту.Недра очень «ранимая» вещь, поэтому проектирование должно осуществляться только на основе закона о недрах.

Главная особенность проектирования разработки – м/ж разрабатывается в три этапа:

1. Наращивание фонда скважин до выхода на запланированный уровень добычи (эксплуатационные затраты будут не высокие, т к идет только наращивание; с/с min)

2. Устойчивая добыча (с/с opt; фонд скважин и добыча – мах; за этот период должны окупиться все инвестиции)

3. Снижение дебета (с/с мах; рост амортизации из-за увеличения фонда скважин; очень длинный и неэффективный период; продолжают добывать нефть, т к на нее есть спрос, предполагается, что она уже окупилась во 2 периоде).

При проектировании необходимо установить продолжительность каждого периода.

Важнейшие факторы, определяющие продолжительность трех основных стадий разработки месторождений (нарастающей, стабильной и падающей добычи):

— размеры месторождений по запасам и площади;

— режимы эксплуатации залежей;

— плотность сетки добывающих скважин и размещение их по площади;

— применяемые системы поддержания пластового давления;

— темпы разбуривания и обустройства месторождений.

Существует перечень положений в связи с возможностью разработки м/ж:

1. решения по системам разработки и темпам их освоения принимаются при возможности использования освоенной, наиболее эффективной техники и технологии;

2. необходимо учитывать реальные производственные, экономико-географические и природно-климатические условия района, наличие инфраструктуры, мощности буровых и строительных организаций;

3. с целью наиболее рационального использования сырьевых ресурсов и эффективного использования производственных мощностей уровень проектной добычи и темпы отбора следует устанавливать в полном соответствии с размером запасов;

4. одновременно с технологическим проектом составляются проекты по применению методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождении или отдельных его участках;

5. при разработке проекта на разработку нефтяных и газовых месторождений необходимым условием является рассмотрение многовариантных решений и выбора на основе анализа наиболее оптимального;

6. определение экологического воздействия при реализации предлагаемого проекта на окружающую среду, определение потенциального ущерба и мер, необходимых для его снижения или предотвращения.

Содержание проекта разработки месторождения.

1. Общие сведения о месторождении: Местоположение, природно-климатические условия, развитие инфраструктуры района, обеспеченность рабочей силой и т.д.

2. Геологофизическая характеристика месторождения: Геологическое строение, физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газа, результаты гидродинамических исследований, продуктивная и энергетическая характеристики скважин и пластов, запасы углеводородов по категориям,

3. Технологическая основа для проектирования: Результаты опытно-промышленнной эксплуатации скважин, выделение эксплуатационных объектов по геологофизическим параметрам пластов, выбор расчетных вариантов разработки,

4. Моделирование процесса разработки: Обоснование математических моделей, исходные данные для моделирования процесса разработки, адаптация моделей к реальным условиям месторождения.

5. Уточненная технологическая характеристика вариантов разработки: Технологические показания разработки с учетом уточнения исходной информации, обоснование конечного коэффициента нефтегазоизвлечения, перечень мероприятий по контролю за процессом разработки,

6. Организация и производство буровых работ: Порядок разбуривания месторождения, выбор варианта буровой техники, режимов бурения и т.д.

7. Техника и технология добычи нефти и газа: Способы эксплуатации скважин, обоснование перевода скважин с одного способа эксплуатации на другой, подбор оборудования для добычи нефти и газа и т.д.

8. Охрана недр, окружающей среды: Мероприятия по предупреждению преждевременной обводненности залежей, сокращению потерь нефти и газа, предупреждению открытых фонтанов при бурении скважин, мероприятия по охране водного и воздушного бассейнов и т.д.

9. Социальная значимость проекта: Число создаваемых рабочих мест, стоимость создания одного рабочего места, отдача одного рабочего места, перечень объектов социальной инфраструктуры, строительство которых предусмотрено в проекте, и т.д.

10. Эффективность проекта с позиций предприятия, его реализующего, и с позиций: Динамика выгод и затрат по годам реализации проекта, чистая текущая стоимость проекта, внутренняя норма рентабельности, индекс доходности, срок возмещения начального капитала, динамика добавленной стоимости, коэффициент капитала и т.д.

11. Оценка риска проекта: Построение диаграммы чувствительности, графика достижения безубыточности, сценариев развития проекта и т.д.

К проекту прилагается смета затрат на строительство скважины, которые определяются исходя из проектных объемов работ каждого вида и расценок за единицу этих работ.

Смета состоит из 4 разделов:

1. Подготовительные работы к строительству скважин;

2. Строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования;

3. Бурение и крепление скважин;

4. Испытание скважин на продуктивность (освоение нагнетательных скважин).

В смете также отражаются затраты на топографо-геодезические работы, геофизические исследования скважин, лабораторные исследования, удорожание работ в зимний период, накладные расходы, проектная прибыль бурового предприятия. Полная сметная стоимость уменьшается на сумму возврата материалов, полученных после демонтажа буровой установки.

Составление технологической схемы или проекта разработки базируется на следующих геолого-промысловых материалах, полученных в результате геолого - разведочных работ и опытной эксплуатации.

1. В результате геолого-поисковых разведочных работ должны быть построены детальные структурные карты по кровле и подошве нефтяного пласта с показом тектонических нарушений, линий выклинивания и замещения продуктивных отложений на непродуктивные. Кроме того, должны быть построены карты изопахит и литолого-стратиграфические разрезы.

2. Должно быть установлено положение внутреннего и внешнего контуров нефтеносности вода — нефть (ВНК) и нефть — газ (ГНК).

3. Подлежат исследованию в лабораториях свойства нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Среди свойств пластовой нефти с особой тщательностью должны быть исследованы такие параметры, как давление насыщения нефти газом и зависимость вязкости, объемного коэффициента пластовой нефти от давления насыщения. Высокая достоверность и правильность определения этих параметров необходимы для, расчетов показателей разработки залежи нефти.

4. Коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, карбонатность и другие) должны быть изучены как по данным пластового керна, так и с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Обработку первичных материалов исследований коллекторских свойств пласта необходимо проводить с привлечением математической статистики. Следует заметить, что коллекторские свойства в законтурной, водоносной части пласта должны изучаться с неменьшей тщательностью, так как состояние пласта в законтурной части нередко предопределяет подход к вариантному решению по выбору системы разработки. Нельзя распространять результаты изучения коллекторских свойств центральной, нефтенасыщенной части пласта на законтурные его части. Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что для большинства месторождений коллекторские свойства пласта в законтурной части отличаются чаще в сторону ухудшения.

5. На стадии опытной эксплуатации скважин должны быть тщательно измерены начальные пластовые давления и установлена динамика изменения давления во времени. В пробуренных скважинах должны быть определены коэффициенты продуктивности, пьезопроводности при установившихся режимах фильтрации. Если в объект разработки включаются неоднородные пласты с выделением отдельных пропластков, то в скважинах следует проводить исследования скважинными дебитомерами. Особую значимость на стадии опытной эксплуатации скважин имеют исследования по установлению дебитов или предельных депрессий, определяемых из условия пескопроявления скважин, подтягивания конусов воды или газа и др.

Несвоевременное изучение этих вопросов может привести к тому, что полученная в результате гидродинамических расчетов величина отбора нефти не будет достигнута при фактической эксплуатации скважин, и потребуются дополнительные исследования с последующим пересчетом технологических показателей разработки.

6. На стадии опытной эксплуатации месторождения должны быть намечены и проведены исследования и наблюдения по изучению проявлений естественного режима залежей нефти. Значение естественного режима во многом предопределяет подход к проектированию системы разработки и установлению вариантов проектных решений. Так, например, если по результатам наблюдений за опытной эксплуатацией объекта разработки не ожидается проявление режима растворенного газа (давление насыщения существенно ниже начального пластового давления, отмечается поступление в залежь краевых вод), то варианты разработки залежи нефти при режиме растворенного газа при проектировании могут не рассматриваться.

2.1. В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

- проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

- технологические схемы разработки и дополнения к ним,

- проекты разработки и дополнения к ним,

- технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

 

- авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее - авторский надзор).

2.2. Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений на срок до трех лет, если объема исходных данных недостаточно для составления технологической схемы разработки.

2.3. Задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей и оценка перспектив развития добычи.

2.4. При наличии информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских свойствах пластов, достаточной для составления технологической схемы или проекта разработки в качестве первого проектного документа, проект пробной эксплуатации не составляется.

2.5. Технологические схемы разработки составляются для вводимых в разработку месторождений и служат для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на участке недр, проектирования и строительства объектов обустройства.

2.6. Технологическая схема разработки является основным проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

2.7. Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные при государственной экспертизе и постановке извлекаемых запасов на баланс, подлежат дальнейшему уточнению в технологических схемах, проектах и дополнениях к ним.

2.8. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки.

В проектах разработки рекомендуется предусматривать комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного коэффициента извлечения УВС.

2.9. Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков, находящихся на любой стадии разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ - до 7 лет.

2.10. Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор, как правило, выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ.

2.11. Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

2.12. Проектные технологические документы по разрабатываемым месторождениям могут составляться на любой стадии разработки. Сроки их действия определяются при рассмотрении и согласовании.

2.13. Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях:

- истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

- существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку;

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

- необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

 

- завершение выработки запасов по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС;

- отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого, предусмотренного настоящими Рекомендациями.

2.14. Для всех видов проектных технологических документов показатели рекомендуется рассчитывать на весь проектный период разработки, определяемый в данном документе.

2.15. В рекомендуемом расчетном варианте разработки месторождения за проектный период должна достигаться добыча извлекаемых запасов, состоящих на государственном балансе. В процессе доразведки и изучения месторождения разведочным и эксплуатационным фондом скважин пользователь недр вводит в разработку запасы категории С2 с обоснованием их перевода в категорию С1 и постановкой на государственный баланс в установленном порядке.

2.16. С даты согласования нового проектного технологического документа показатели разработки из ранее выполненных документов отменяются.

 

7. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи.

Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается но сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например для мелких газовых месторождений водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках г Ю.П. Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета процесса разработки нефтяных залежей при заводнении.

В качестве расчетной модели принимается пласт, состоящей из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределены в объеме пласта.

В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости, построенной по данным кернового или геофизического материала.Предполагается, что расход жидкости через трубку тока в каждый момент времени пропорционален ее проницаемости.Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением.Очень важный фактор, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения нефти водой и за фронтом вытеснения остается водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, учитывается преобразованием спектра распределения трубок тока.

Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой:

где: z – насыщенность породы подвижной нефтью в зоне водонефтяной смеси;

z_ф – на фронте вытеснения;

S_с.в. – количество связанной воды или первоначальная водонасыщенность;

S_о.н. – остаточная нефтенасыщенность или количество нефти, которая остается

породе после бесконечно долгой промывки;

S_н.ф. – общая нефтенасыщенность на фронте вытеснения;

V_ф – объем пласта, до фронта продвижения ВНК.

Непоршневая часть эпюры вытеснения рассматривается как объем пласта, в котором трубки тока обладают дополнительной неоднородностью по проницаемости.

Эта проницаемость изменяется по закону, соответствующему распределению насыщенности на данном участке:

(1)

где: z – насыщенность подвижной нефтью;

m,V – пористость и объем пласта;

–количество вторгшейся в пласт жидкости.

Уравнение (1) получено Борисовым на основании обработки кривых фазовых проницаемостей Эфроса и уравнения Баклея – Леверетта и справедливо для соотношения 1≤ ≤10

Насыщенность на фронте вытеснения z_ф определяется из уравнения:

(2)

Величину z_ф находят методом итераций (последовательных приближений).

Схема расчета процесса вытеснения из преобразованного пласта строится путем определения характеристик вытеснения по отдельным трубкам тока, где вытеснение считается поршневым. Затем суммируются результаты по всем трубкам с различной проницаемостью.

Дальнейшие расчеты технологических показателей разработки выполняются или при заданных перепадах давления, или при заданных дебитах жидкости для различных систем заводнения.

Для однорядной системы заводнения при условии равнодебитности эксплуатируемых и нагнетательных скважин, дебит одной скважины или перепад давления определяется из уравнения:

(3)

где r_c, r_н – радиус добывающей и нагнетательной скважины;

r_ф – радиус фронта вытеснения;

d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей эксплуатационной

скважины.

8. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения.

Рассматриваются основные методы гидродинамических исследований скважин, технология их проведения и анализа результатов. Отмечены достоинства и недостатки методов, пути их развития. Предложен способ анализа гидродинамических состояний скважин с использованием метода наименьших квадратов (МНК) в качестве алгоритма идентификации модели «пласт — призабойная зона — скважина» с оценкой переходных процессов в скважине на основе устьевых измерений в режиме нормальной эксплуатации.

 

К гидродинамическим исследованиям принято относить весь комплекс мероприятий, направленных на измерение ряда параметров скважины (давление, температура, расход, время и др.) на установившихся и неустановившихся режимах ее работы. Основные цели гидродинамических исследований:

— определение параметров призабойной зоны скважины и пласта;

— определение свойств насыщающих залежь флюидов;

— определение параметров фильтрации флюидов и основных характеристик скважин, в том числе коэффициенты проницаемости и пьезопроводности;

— контроль запаса выработки углеводородов.

Различают два основных метода гидродинамических исследований скважин — на стационарных и на неустановившихся режимах работы.

Исследование скважин на стационарных режимах работы

Технология исследования по данному методу предполагает спуск глубинного манометра и замер забойного давления в различных по характеристикам,

но обязательно установившихся режимах работы. Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), при известном пластовом давлении, Q = f P заб — при неизвестном пластовом давлении (определяется путем экстраполяции индикаторной линии до значения q = 0)

Прямолинейная индикаторная диаграмма получается при режиме фильтрации, описываемом законом Дарси:

На практике чаще всего получают диаграммы с искривлением в сторону оси депрессий (режим истощения) или в сторону оси дебитов (действие различных участков залежи с различной проницаемостью; действие неустановившихся режимов фильтрации), обобщенное уравнение притока имеет вид:

Рис. 1. Типичные индикаторные диаграммы скважин:

а —в координатах Q = f (ΔP); б — в координатах Q = f (P заб);

в — в координатах

Для анализа сложных индикаторных кривых используют интерпретацию кривой зависимостью вида:, где — скорость фильтрации; b — коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид. Изменение формы индикаторной линии объясняется наличием дополнительных факторов влияния на режим фильтрации: образованием области с двухфазной фильтрацией, изменением проницаемости, изменением скорости движения жидкости в пласте, различным по времени вступлением в режим фильтрации разных прослоев или пропластков залежи. При исследовании скважин методом установившихся отборов за R k обычно принимают радиус зоны дренирования данной скважины, равный половине среднего расстояния до ближайшей скважины. В этом случае давление на границе рассматриваемого контура питания будет ниже, чем P пл, что также вносит неточность в расчеты коэффициента проницаемости.Существенным недостатком метода исследования скважин по индикаторным диаграммам является необходимость в замерах давления на установившихся режимах работы, что означает длительный интервал времени выдержки скважины в заданном режиме. К тому же процесс исследования предполагает вывод скважины из режима нормальной эксплуатации и применения глубинного оборудования, требующего значительных эксплутационных затрат.