ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.17. Результаты исследований в процессе эксплуатации скважины с насосом (ШГН)

ГК и ЛМ можно регистрировать в простаивающей скважине; термокондуктивную дебитометрию, механическую расходометрию и температурные измерения проводят при работе скважины как в режиме закачки, так и в режиме отбора; методы состава записывают при работе скважины в режиме отбора и после стравливания избыточного давления на устье; для механического расходомера возможна (при необходимости) повторная отработка скважины компрессором.

Геофизические исследования в процессе определения работающих перфорированных пластов и оценка их гидродинамических параметров, определения источников обводнения проводят-

ся с помощью свабирования, компрессирования и эжекторных

устройств с вызовом притока из пласта.

Технология и выбор методов исследований могут изменяться на скважине в зависимости от конкретных условий и от результатов предварительной интерпретации первых получаемых материалов ГИС.

При вызове притока способом свабирования осуществляется равномерное циклическое снижение давления, способствует однородному дренированию и очистке прискважинной части пласта. Помимо этого способ применяется для интенсификации притока и регулирования давления для проверки герметичности колонны и проведения перфорационных работ.

191

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При свабировании сваб спускается на канате в НКТ. Сваб представляет собой трубу малого диаметра (25,0–37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забое. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты. Изменение уровня жидкости после каждого цикла свабирования характеризует состояние призабойной зоны пласта (ПЗП).

На рис. 3.18, а, представлена кривая изменения забойного давления в процессе одного цикла свабирования. Для удобства ее можно разделить на четыре периода, характеризующие соответствующие гидродинамические состояния скважины.

Рис. 3.18. Схематические кривые изменения забойного давления при свабировании (а) и при компрессиовании (б)

До начала свабирования скважина простаивает. Уровень жидкости не изменяется, забойное давление близко к пластовому Pзаб = Pпл = δghст (участок I).

При спуске сваба в НКТ под уровень жидкости никаких процессов в скважине не происходит, и забойное давление не меняется.

192

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При движении сваба вверх на кривой изменения давления на забое отмечается резкое падение давления (участок II). По нему считаетсяотсеченныйуровень жидкости свабомв стволе НКТ.

До следующего спуска сваба отмечается рост давления, обусловленный начавшимся притоком жидкости из пласта и стеканием части жидкости из-под сваба и из межтрубья (участок III). Этот режим можно назвать режимом затухающего отбора жидкости из пласта.

Как только уровень жидкости в стволе скважины достигает статического (участок IV), приток из пласта прекращается, и скважина постепенно возвращается к первоначальному состоянию покоя.

За весь цикл освоения в скважине и пласте наблюдаются неустановившиеся процессы, которые и определяют состояние скважины в целом.

При освоении скважины задача считается выполненной, если происходит стабилизация динамического уровня откачиваемого флюида, опережающий подъем флюида, фонтанирование скважины.

На рис. 3.20 представлен стандартный комплекс ГИС при освоении скважины свабированием. Интервалы притока выделяются по данным термометрии (ВТ) и скважинным термодебитомером (СТД). Датчики состава (влагомер (ВЛ) и резистивиметр (РИ)) показывают состав жидкости в скважине. Также интервалы притока и дебит скважины определяются по данным механической расходометрии (РГД). Данные баромометрии (БМ) позволяют контролировать изменение забойного давления в скважине.

Эффективность компрессорного освоения скважин обес-

печивается созданием депрессии на пласт путем снижения гидростатического давления за счет замещения столба жидкости

вскважине газовой инертной смесью.

Вскважину, в которой предполагают проводить исследования при компрессировании, опускают насосно-компрессорные трубы, оборудованные пусковыми клапанами и в нижней части

193

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

воронкой. 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. Основным параметром, на который непосредственно влияет условие работы компрессора при опробовании или освоении скважины, является забойное давление (Рзаб). Характер изменения Рзаб определяет состояние скважины в целом. В частности, Рзаб определяет изменение забойной температуры (Тзаб), следовательно, и общее распределение температуры в скважине.

До начала работы компрессора скважина простаивает.

Жидкость в трубах и в скважине находится на одном (статическом) уровне (состояние 1 на рис. 3.18, б). Давление столба жидкости в скважине на забое в первый период равно пластово-

му, т.е. Рзаб = δgHст = Рпл (участок кривой 1–2). Движение жидкости отсутствует.

С включением компрессора в работу начинается нагнетание воздуха в межтрубное пространство скважины, что приводит к увеличению забойного давления в этот период (участок кри-

вой 2–3), т.е. Рзаб.П = δgHt + Pдоп > Рпл.. 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 ( Р1 = Рзаб – Рпл > 0), часть жидкости из скважины может уходить и в перфорированный пласт (состояние II).

Таким образом, второй период характеризует работу компрессора и скважины в режиме нагнетания. Режим работы скважины в интервале продуктивного пласта в этот период аналогичен режиму нагнетательной скважины Рпл < Ρзаб.

Участок кривой 3–4 на рис. 3.18, б, является переходным между II и III периодами и соответствует явлению прорыва закачиваемого воздуха через насосно-компрессорные трубы, когда

194

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

снижающийся уровень жидкости в межтрубном пространстве достигает воронки НКТ (устанавливается динамический уровень). Прорыв воздуха осуществляет газирование жидкости в насосно-компрессорных трубах и уменьшение ее средней плотности, что в свою очередь приводит к резкому (скачкообразному)

момента времени (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 добывающим (Рпл > Рзаб) с режимом отбора при постоянном забойномдавлении (состояниеIII нарис. 3.18, б).

Прекращение подачи воздуха вследствие отключения ком-

прессора вызывает увеличение забойного давления в скважине. IV период, таким образом, характеризует процесс восстановления

забойного давления до пластового Рзаб.1У = PgHt (Ндин ≤ Нt ≤ Нст) (участок кривой 5–6). При этом происходит уменьшение депрес-

сии при продолжающемся притоке жидкости из пласта. Жидкость из пласта, так же, как и из НКТ, поступает в межтрубное пространствоскважиныиприводиткповышениюуровня(состояниеIV).

Как только уровень жидкости достигает статического – забойное давление вновь становится равным пластовому,

Рзаб.У = δgHст = Рпл (V период). Приток жидкости из пласта прекращается, и скважина «возвращается» в первоначальное гидро-

динамическое состояние покоя (состояние V на рис. 3.18, б). Таким образом, при компрессорном освоении и опробовании

в скважине наблюдается сочетание кратковременного пуска и последующей остановки, что приводит к возникновению сложных переходных процессов – происходит практически постоянное изменение забойного давления с изменением скорости и направления потоков жидкости. На рис. 3.21 представлен стандартный комплексГИСприосвоении скважины компрессированием.

195

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Использование эжекторных устройств и технологий

в исследовании скважин при их капитальном ремонте, а также скважин, выходящих из разведочного и эксплуатационного бурения, является наиболее информативным по сравнению с другими методами вызова притока (компрессированием и свабированием). С уменьшением пластовых давлений, увеличением доли тяжелой нефти в общем балансе добычи, усложнением условий разведочного бурения применение традиционных методов вызова притока становится все более проблематичным, а в некоторых случаях невозможным. В этих условиях эжекторные технологии с их возможностями вызова притока при аномально низких пластовых давлениях, откачки вязкой нефти, регулируемой депрессии в широких пределах уже не кажутся слишком дорогими, а в некоторых случаях являются единственно возможными способами решения конкретных задач. В настоящее время наибольшее распространение получили два вида эжекторных устройств:

–эжекторнные устройства для освоения и геофизических исследований скважин приборами на кабеле. Дополнительной функцией этих устройств является возможность гидродинамических исследований;

–эжекторные устройства для освоения и гидродинамических исследований скважин автономными приборами.

Скважинный струйный насос представляет собой устройство, корпус которого монтируется в колонну НКТ (рис. 3.19). Напорный и всасывающий каналы в корпусе сообщаются между собой как напрямую, так и через канал, в котором устанавливаются сопло и диффузор. Диаметры сопла и диффузора выбираются исходя из условий проведения работ дебита скважины, производительности цементировочного агрегата. Работа струйного насоса возможна тогда, когда напорный и всасывающий каналы разобщены, и ток жидкости происходит через сопло. Разобщение выполняется с помощью функциональных вставок, спускаемых на каротажном кабеле.

196

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.19. Схема работы эжекторного насоса

Важной отличительной чертой насоса (УГИС) является наличие проходного канала (диаметром 51 мм) и сальникового механизма (герметизирующего узла), позволяющих проводить работы в интервале перфорации пласта приборами на кабеле при управляемомпонижении забойногодавления.

197

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Для проведения геофизических исследований в скважину спускается следующая компоновка (снизу вверх):

–воронка – устанавливается не ближе 20 м от кровли исследуемого пласта;

–пакер – устанавливается в зависимости от решаемых задач нарасстоянии50–100 м откровлиисследуемого объекта;

–УГИС – устанавливается на две трубы выше пакера

(15–20 м);

–НКТ – до устья (2,5, 3 трубы в зависимости от модификации УГИС);

–устье скважины оборудуется фонтанной арматурой и лубрикатором.

Наземное оборудование включает:

–насосный агрегат (ЦА-320 или 4АН-700).

–мерную емкость;

–напорную и выкидную линии;

–каротажный подъемник.

Работа струйного насоса осуществляется следующим образом. После спуска в скважину на НКТ компоновки, включающей воронку, хвостовик, пакер, корпус УЭГИС и пакеровки над исследуемым пластом, в скважину на каротажном кабеле спускают дистанционный прибор и подвижно установленный на кабеле герметизирующий узел. Герметизирующий узел устанавливается в корпус и не препятствует спуску прибора

винтервал исследуемого пласта. Герметизирующий узел разъединяет нагнетательную и всасывающую камеры и герметизирует проходящий через него каротажный кабель. В трубы НКТ с помощью цементировочного агрегата нагнетается рабочий агент (как правило, техническая вода). При прохождении потока жидкости через сопло и диффузор струйного насоса в смесительной камере создается разрежение, передающееся через проходной канал и расположенные ниже трубы хвостовика

вподпакерное пространство, обеспечивая депрессию на пласт.

198

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Пластовый флюид поступает из пласта через трубы хвостовика во всасывающую камеру и, смешиваясь со струей рабочей жидкости в смесителе, подается на поверхность. Величина депрессии зависит от скорости прохождения рабочей жидкости через сопло и регулируется давлением насосного агрегата. Снижение давления под пакером до проектной величины происходит за 0,5–3,0 мин, в зависимости от объема подпакерного пространства. Измерение дебита проводится с помощью мерной емкости на поверхности. Отбор жидкости при заданных значениях депрессии может длиться неограниченное время. Технология УГИС позволяет исследовать работающий пласт приборами на кабеле. Исследование работающего пласта проводится с использованием герметизирующего узла, подвижно устанавливаемого на кабеле над кабельной головкой. При спуске прибора в исследуемый интервал герметизирующий узел доставляется в корпус УЭГИС. Исследования проводят при работающем эжекторном насосе. Герметизирующий узел не препятствует перемещению прибора в подпакерном интервале и удерживается в корпусе разностью давлений, возникающей при работе эжекторного насоса.

Технология имеет следующие преимущества перед традиционными:

–исследования могут проводиться при разных значениях забойного давления;

–требуемое забойное давление поддерживается на протяжении всего времени исследований;

–быстрый вывод скважины на заданный режим (установка требуемого забойного давления осуществляется в течение нескольких минут).

В процессе освоения скважин с помощью эжекторной технологии по материалам ГИС можно определить интервалы притока, дебит скважины и состав притекающего флюида. Для решения этих задач используется стандартный ком-

199

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

плекс ГИС: термометрия, термодебитометрия, влагометрия, резистивиметрия, баромометрия, механическая расходомет-

рия (рис. 3.22).

Анализ сравнения эффективности технологий свабирования, компрессирования и эжекторных технологий, приведенный в табл. 3.2, показал, что свабирование эффективно при освоении малодебитных скважин. Для геофизических и гидродинамических исследований основной результат свабирования – снижение уровня жидкости в стволе скважины и создание депрессии на пласт. С этой точки зрения свабирование дает тот же результат, что и компрессирование. Отличие свабирования от компрессирования – в отсутствии репрессии на пласт и, как следствие этого, в отсутствии оттока части жидкости из ствола скважины в исследуемые пласты.

При освоении скважины свабированием депрессия на пласт создается дискретно и немгновенно, так как требуется некоторое время на спуск и подъем сваба. По мере снижения забойного давления начинается приток пластового флюида в ствол скважины. Проводить геофизические исследования в интервале продуктивных пластов с использованием дистанционных приборов в этот период невозможно.

При компрессорном освоении испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня подвергается действию избыточного давления (до срабатывания пусковых муфт). При этом происходит поглощение пластом скважинной жидкости, что приводит к увеличению времени освоения и загрязнению призабойной зоны пласта.

Проведение полного комплекса ГИС осуществляется: до прорыва газа в пусковую муфту, после срабатывания пусковой муфты и после стравливания. В результате чего возможно снятие профиля приемистости (до срабатывания пусковой муфты) и притока (после срабатывания пусковой муфты).

200