Что такое внр в нефтянке

Вывод скважины на режим. Состав бригады ВНР, функции каждого члена бригады.

ВНР является важной технологической операцией, обеспечивающей дальнейшую бесперебойную работу скважины, увеличивая наработку на отказ ГНО.

К ВНР допускается оператор не ниже 5 разряда, представитель бригады ПР, электромонтер сервисной организации, оператор по исследованию скважин.

После окончанию ПР бригада ТКРС определяет:

-сопротивление изоляции кабеля (не менее 5Мом) до и после герметизации кабельного ввода (при пуске УЭЦН);

-опрессовывает кабельный ввод на давление опрессовки ЭК, но не более 10МПа;

Оператор ЦДНГ отвечает за:

-наличие исправных манометров на линии, буфере и затрубье;

-обеспечивает открытие необходимых задвижек;

-ставит скважину на замер после пуска;

-производит опрессовку ЭК до 4МПа, фиксируется падения давления за 10мин;

-производит контрольный спуск скребка;

Электромонтер перед пуском должен (при пуске УЭЦН):

-проверить исправность заземления СУ и ТПН;

-исправность измерительных приборов СУ;

-работоспособность всех защит в холостом режиме;

-правильность чередования фаз с КТП и с ТПН;

-замерить сопротивление системы «кабельная линия-ПЭД»;

Оператор по исследованию:

-снятие показаний через каждые 15мин манометров, отбивка динамического и статического уровня, токовая нагрузка (для УЭЦН);

-дебит скважины замеряется через каждый час.

УЭЦН:Запуск УЭЦН производится электромонтером с разрешения и в присутствии оператора ЦДНГ. При подаче УЭЦН менее 30 м 3 /сут скважинная жидкость замещается нефтью. Косвенным показателем работы насоса является снижение динамического уровня (при условии, что в скважине еще нет притока и газа нет). В случае отсутствия подачи жидкости через расчетное время, скважина останавливается, меняется направления вращения ПЭД. Запрещается ограничивать подачу насоса (штуцер, задвижка) при первых циклах отбора жидкости глушения. При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, работу УЭЦН переводят с периодической на постоянную.

При выводе скважины на режим и эксплуатации с помощью УЭЦН необходимо учитывать, что длительная безостановочная работа УЭЦН, без притока из пласта, недопустима.

Постоянный контроль притока из пласта в процессе работы и остановки УЭЦН на охлаждение позволяет сократить время вывода скважины на режим и исключить необоснованные запуски и остановки насоса, что неблагоприятно влияет на работоспособность погружного оборудования.

· В процессе пускового режима и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.

· После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического уровня при условии, что сток жидкости из НКТ (при негерметичном обратном клапане) прекратился;

· В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:

Ø изменение уровня жидкости в скважине;

Ø буферное, линейное и затрубное давление;

Ø первичное напряжение (напряжение с КТПН);

Ø сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».

Ø притока жидкости из пласта.

Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта до установления безопасного (минимально достаточного для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим.

В случае отказа замерного устройства при выводе установки на режим производительность установки может быть определена по темпу снижения динамического уровня в скважине по формуле:

Оэцн = 1440 х Sk х А∆Нд

где Оэцн – номинальная производительность УЭЦН, м3/сут;

Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее дебит соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х объемов использованной при ремонте жидкости глушения.

Источник

Вывод скважин на режим, технология проведения, состав бригады ВНР, функция каждого члена бригады

1. Вывод скважин, оборудованных УЭЦН, ШГН на режим после ПРС, КРС является основной технологической
операцией в процессе эксплуатации УЭЦН, ШГН. На освоение скважин влияют следующие факторы: ухудшенное
охлаждение погружного электродвигателя, т.к. происходит откачка жидкости из затрубного пространства, при ми-
нимальном притоке из пласта; большая загрузка погружного электродвигателя по мощности, из-за откачки жидкости
глушения, имеющей высокий удельный вес; наличие остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины, оставшейся
после глушения; вероятность работы насоса с обратным вращением

1. Ответственным за правильность вращения УЭЦН при запуске после ПРС, КРС является электромонтер ЭПУ-
учетом газировки ПЭД, кабеля, СУ.

2. Через 1час для УЭЦН20;25; 50, 3часа для FS400;FC300;FS650;FC650,7часов для ON2SO; 450; TD280
450 после первоначального включения, УЭЦН необходимо остановить для охлаждении ПЭД на 1,5 часа. П
одиночным скважинам, удаленным от АГЗУ на значительном расстоянии в зимнее время разрешается не производит
остановку на охлаждение ПЭД после первоначального включения.

3. Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-20;25;ЗО.Передвыводом на режим
рекомендуется произвести смену объема скважин (на глубину подвески НКТ)на нефть. В случае отсутствия притока пласта работа УЭЦН-20,25,30 не должна превышать 3часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2- часов.

4. В случае работы УЭЦН-50(в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока из пласта, необходимо в
обязательном порядке произвести смену объема на скважине (на глубину подвески НКТ)на нефть.

6. В случае длительного вывода на режим необходимо производить штуцирование УЭЦН для создали
долговременной депрессии на пласт.

8. Запрещается производить вывод скважин на режим с неисправным АГЗУ без прослеживания Ндин
Категорически запрещается вывод скважин на режим без замера дебита и динамического уровня.

9. Оператор ЦДНГ, занимающийся освоением скважины, заполняет карточку вывода скважины на режим
параметры заносятся через каждые 15 минут (для ЭЦН250 и выше каждые 5минут). Дебит замеряется с периодичностью час. Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процесс глушения скважины может произойти неполное замещение жидкостью глушения объема скважины), Показателем того, что происходит приток из пласта является появление газа в затрубном пространстве.

10. При запуске скважины, оборудованной ШГН после ПРС, КРС производится опрессовка колонны НК
штанговым насосом, снимается динамограмма, замеряется дебит.

12. УЭЦН, ШГН считается выведенным на режим, если за последние 2часа работы не наблюдается
снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-14
часов производится замер контрольного динамического уровня.

2. Назначение и схема УЭЦН, описание и назначение компонентов и узлов.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей

нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества

различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы

установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей

превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов,

интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация,

попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев

двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (на­сос, электродвигатель, протектор), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатора и станции управ­ления.

Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под на­сосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную транс­форматорным маслом. Бронированный кабель прикрепляется к колонне НКТ крепежными поясами и подводится к ПЭД.

Погружной центробежный электронасос монтиру­ется также в стальной трубе. Рабочие колеса собраны на валу скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратах как на подпят­никах.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидко­сти в двигатель.

Источник

Инструкция по запуску и ВНР УЭЦН с вентильным двигателем

Вентильный электродвигатель является генератором переменного напряжения, т.е. без подачи питающего напряжения на статорную обмотку при условии вращения вала внешними силами (например при турбинном вращении) на выводах статорной обмотки возникает напряжение. Величина напряжения прямо пропорциональна частоте вращения вала. Таким образом при номинальной частоте вращения вала двигателя на выводах обмотки статора возникает напряжение равное номинальному значению.

После окончания монтажа перед спуском установки в скважину необходимо обеспечить надёжное электрическое соединение трёх токоведущих жил кабельной линии на барабане между собой. Данная мера предотвращает возникновение турбинного вращения (например при доливке жидкости в НКТ перед запуском при условии отсутствия или негерметичности обратного клапана), а следовательно и возникновение опасного напряжения на концах кабеля.

При работах в клеммной коробке ТМПН (изменение отпайки, отключение кабелей и т.п.), разъединительной коробке, а так же любых работах на линии от выходных клемм СУ до сальникового ввода в фонтанную арматуру необходимо помнить, что напряжение на клеммах ТМПН, разъединительной коробки и на токоведущих жилах кабелей может присутствовать даже при отключенной станции управления. Перед работой необходимо проверить показания СУ на наличие турбинного вращения и убедиться в отсутствии напряжения, для чего осуществить замер напряжения киловольтметром, если замер производится на высоковольтной части линии, или мульти-метром при замере с низковольтной части.

Во всех случаях, когда высоковольтный погружной кабель отключен от клеммника ТМПН или разъединительной коробки (при СПО, при эксплуатации и т.п.), жилы кабеля со стороны УЭЦН должны быть надёжно замкнуты между собой и заизолированы.

Источник

Кривая восстановления уровня

Гидродинамические методы моделирования

Гидродинамические методы моделирования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Построение гидродинамической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Создание структурной модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели – наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная гидродинамическая модель – основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта. Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, – один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных географической информационной системы и проектирования разработки нефтяных месторождений.

Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) – совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть / вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта – это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважиных, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно: в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах, при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов, при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть не фонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР – газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР – обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием испытателя пластов на трубах.

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4–5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом кривой восстановления давления в остановленной скважине.

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Гидродинамическое моделирование при гидроразрыве пласта

Для того, чтобы получить наибольший эффект на новых скважинах и на тех, что уже были и использовались в работе, можно использовать гидроразрыв пласта. Гидродинамическое моделирование часто применяется при гидроразрыве пласта. Независимое применение технологий моделирования гидроразрыва и испытания скважины для понимания характеристик гидроразрыва является общепринятой практикой. И испытание скважины, и моделирование гидроразрыва требуют получения определенного набора данных. При получении достаточного объема данных интеграция результатов испытания скважины и данных моделирования гидроразрыва пласта может привести к значительному повышению экономических показателей за счет усовершенствования проектов обработки.

Важнейшим фактором успешности процедуры гидроразрыва пласта является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва – передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины.

Основными характеристиками системы «жидкость разрыва – проппант» являются: реологические свойства «чистой» жидкости и жидкости, содержащей проппант; инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины; способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения; возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта; совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями; физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т. е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50‑х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых – гуаровая смола игидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех гидроразрывов пластов производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех гидроразрывов пластов. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном этоантифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины – в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смесиуглеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкойазота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т. п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций гидроразрыва пласта более высоким темпом нагнетания.

Важнейшим элементом подготовки является сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки гидроразрыва пласта, можно подразделить на три группы: геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород); характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т. п.); свойства жидкости разрыва и проппанта.

Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.

В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированиюгидроразрыва пласта, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы: расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости; технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений; комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Создание оптимальной технологии гидроразрыва пласта подразумевает соблюдение следующих критериев: обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения; максимизация глубины проникновения проппанта в трещину; оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта; минимизация стоимости обработки; максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа.

В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения гидроразрыва пласта на объекте:

1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

2. Определение оптимальной геометрии трещины – длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

7. Расчет экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта.

Кривая — восстановление — уровень

При нагнетании воды через бурильные трубы фильтр-оп-робователь диаметром 50 — 70 мм погружается в породы водоносного горизонта с вращением или без вращения с расхажива-нием инструмента. Затем проводят откачку воды через бурильные трубы поршневым насосом или эрлифтом и замеряют в процессе откачки дебит и понижение уровня в бурильных трубах, а после откачки прослеживают кривую восстановления уровня и замеряют пьезометрический уровень исследуемого пласта.

Уровень жидкости в скважине снижают до приема насоса, после чего скважину останавливают. Одновременно через заданные промежутки времени производится замер дебита затрубного газа и уровня жидкости и по этим данным строят кривую откачки.

Для построения кривой восстановления уровня производятся те же операции, но в обратном порядке. На построенной кривой восстановления уровня берется ряд точек и по формуле ( 14) определяют дебиты жидкости при соответствующих забойных давлениях, по которым строится индикаторная кривая.

Оно заключается в том, что в процессе определения положения статического уровня легко снимается кривая восстановления уровня во времени. Кроме того, характер кривой восстановления уровня позволяет судить о некоторых параметрах пласта и состоянии призабойной зоны скважины.

Как видно, КВУ, записанная до ГРП, имеет обычный вид, где давление в скважине монотонно возрастает, приближаясь при времени записи в течение двух-трех суток к уровню, равному пластовому давлению. Кривая б), соответствующая случаю, когда в призабойной зоне сформировалась глубокая вертикальная трещина высокой проводимости, имеет заметно отличающийся вид.

Здесь обнаруживается излом на кривой восстановления уровня. Появление излома на КВУ свидетельствует о том, что процессы фильтрации жидкости в зоне нахождения трещины отличаются от обычных процессов радиальной фильтрации. [35]

Пробные и опытные откачки проводятся с целью очищения пласта и определения его гидрогеологических параметров.

Откачки осуществляются на 2 — х режимах с помощью эрлифта в течение 2 — 3 суток. При этом определяется дебит при различных понижениях уровня, а в конце снимается кривая восстановления уровня и отбираются пробы воды и растворенного газа.

В некоторых скважинах опробовано два и более объектов.

В неглубоких разведочных скважинах с естественным уровнем подземных вод, располагающимся близко от поверхности ( до 5 м), мгновенный налив или откачка ( оттартывание) могут быть осуществлены быстрым введением или изъятием фиксированного объема жидкости.

Начальное возмущение уровня в скважине в этом случае равно s, — F / ca, где со пг % — площадь сечения ствола скважины радиуса rc; F — объем введенной или изъятой жидкости. Неустановившийся фильтрационный поток в пласте, вызванный начальным возмущением уровня, фиксируется в виде кривой восстановления уровня в скважине, соответствующая обработка которой позволяет оценить параметры пласта.

Скорость притока равна скорости возрастания удельного веса жидкости. В первоначальный период после прекращения отбора наблюдается неподвижность уровня. Затем по прошествии некоторого времени, зависящего от газового фактора, диаметра эксплуатационной колонны и глубины погружения насоса под динамический уровень, начинается закономерное повышение уровня до статического положения.

Регистрация и обработка кривых восстановления уровня (КВУ)

Для примера на рис. 64 приведена кривая восстановления уровня в скв.

В связи с этим определение [ л по результатам совмещения фактических кривых с эталонными имеет сомнительную надежность. Для напорных пластов значения JA, полученные таким способом, могут отличаться на порядок и более.

По этой причине в ряде работ [44, 51 — 53, 69, 74, 89, 113] рекомендуются приближенные методы, основанные на использовании конечного участка кривой восстановления уровня в скважине. Учитывая, что эти методы нашли весьма широкое освещение в литературе и, самое главное, что при их использовании могут быть получены ошибочные результаты, остановимся на этом подробнее.

Исследования методом кривой восстановления уровня (КВУ)

Исследования методом КВУ проводятся в нефонтанируемых скважинах после; снижения уровня жидкости в стволе в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.)

Следует различать принципиальные возможности данного метода при регистрации кривой изменения давления непосредственно на забое (КВУз) и пересчетным способом при регистрации вторичных параметров (динамических уровней) на устье (КВУу).

По су­ти, это два принципиально отличных метода с разной информативностью и достоверно­стью оценок, но исторически относимых к единому методу оценки давления в условиях послепритока (т.е. к «КВУ»).

При исследованиях методом КВУ3 регистрируется непрерывная кривая измене­ния давления во времени на забое скважины.

Если вынос жидкости на устье малове­роятен, измерения проводятся при открытом устье. При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполня­ется синхронная запись кривых изменения во времени забойного, буферного и затрубного давлении. Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при открытом устье, недопустимо.

При исследованиях методом КВУу регистрируются дискретные значения изменения динамического уровня на забое скважины.

Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким га­зовым фактором при обводненности продукции менее 80%.

Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток.

Кратковремен­ные КВУ, длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС как абсолютно неинформативные.

Технология исследования методом восстановления уровня

Исследования методом КВУ проводятся в нефонтанируемых скважинах после снижения уровня жидкости в стволе: в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.)

Исследования могут быть выполнены путем регистрации кривой изменения давления на забое скважины во времени (КВУз.

штатный режим) н/или регистра­ции кривой изменения динамического уровня в затрубье на устье (КВУу, экспресс исследования).

При исследованиях методом КВУ! регистрируется непрерывная кривая измене­ния давления во времени на забое скважины. Если вынос жидкости на устье малове­роятен, измерения проводятся при открытом устье. При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполня­ется синхронная запись кривых изменения давления во времени забойного, буферного и затрубного давлений.

Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при откры­том устье, недопустимо.

При исследованиях методом КВУу регистрируются дискретные значения изме­нения динамического уровня на забое скважины.

Шаг дискретизации выбирается исходя из следующих требований:

Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким га­зовым фактором при обводненности продукции менее 80%.

Рисунок 1 – Технология КВУу, рост динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и уровня H

Рисунок 2 — Технология КВУз, измерения забойного давления в процессе роста динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и давления P

Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток.

Кратковремен­ные КВУ. длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС, как абсолютно неинформативные.

Кривые изменения давления, динамического уровня н дебита во времени при реализации технологий КВУу и КВУз приведены на рис. 1, 2.

Особенности исследований скважин с динамическим уровнем

В рассмотренных ранее случаях алгоритм интерпретации базировался на том, что влияние процесса заполнения ствола скважины (послепритока) существенно сказыва­ется только на ранней стадии цикла исследований.

В последующем этот эффект ниве­лируется и усиливается влияние массопереноса по пласту, что позволяет разделить при интерпретации эффекты притока в скважину и работы пласта. На этом, в частно­сти, основана рассмотренная в предыдущих разделах интерпретация ГДИС в фонтан­ных и нагнетательных скважинах.

Таким образом, полезно исследовать и малодебитные, непереливающие скважины.

Но в последнем случае для этого нужны специальные технологии проведения работ. Необходимо проводить измерения при пуске или при изменении режима (с использо­ванием соответственно подобранного насоса), либо же выполнять измерения в стати­ке при закрытии скважины на забое.

Если невозможно обеспечить соблюдение по­добных требований, то при формальном использовании методик интерпретации, разработанных для условий малого послепритока, можно получить ошибочные и про­тиворечивые результаты.

Одним из наиболее типичных объектов, где встает обозначенная проблема, яв­ляются скважины, исследуемые в процессе роста динамического уровня (механизиро­ванного фонда или осваиваемые путем свабирования, компрессирования).

Технология исследования таких скважин включает:

■ получение кривых снижения динамического уровня в стволе при эксплуатации или освоении скважины в затрубье и нкт ,

■ получение кривых изменения во времени забойного ,буферного и затрубного давлений в процессе подъема динамического уровня в стволе.

Величины и определяются на устье скважины.

Забойное давление может быть непосредственно замерено глубинным маномет­ром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и дина­мического уровня.

В соответствии с этим различают две технологии исследований: «КВУ-э» (в основе которой замеры уровня эхолотом) и «КВУ-з» (в основе которой замеры давления на забое в процессе роста уровня). Использование данных эхолота ограничено приближенными оценками дебита и продуктивности, их более глубокая интерпретация весьма сомнительна.

Исследования по технологии «КВУ-з» более ин­формативны, В благоприятных условиях результаты таких замеров можно использо­вать для определения практически полного спектра параметров пласта. Рассмотрим способы интерпретации ГДИС по перечисленным технологиям.

Связь значений давления и дебита в скважинах с динамическим уровнем

Малодебитные скважины с пластовым давлением ниже гидростатического ис­следуются впроцессе притока жидкости после снижения уровня в стволе.

Рост давле­ния в процессе притока отражает как гидродинамические параметры пласта, так и ин­тенсивность притока (дебит пласта). Поведение давления и дебита подчиняется следующим закономерностям.

Пусть dP — изменение давления на фиксированной глубине ниже уровня за время dt, dH — изменение отметки уровня за это же время.

,

, (1)

где w — скорость перемещения уровня, q — дебит, S — площадь сечения потока (внут­реннего сечения колонны), — плотность флюида.

или . (2)

Решая это дифференциальное уравнение, получим:

, (3)

Источник