Геофізичні методи дослідження експлуатаційних свердловин їх сутність та призначення
Геофізичні дослідження експлуатаційних нафтогазових свердловин (далі ГІЕС), або промислова геофізика, покликані вирішувати низку завдань контролю за експлуатацією свердловин. Отримані дані використовуються для контролю та оптимізації режиму роботи свердловини, а також для діагностики під час ремонтних робіт. У технології цих досліджень можна виділити такі складові:
Свердловини (СП) призначені для вимірювання тих чи інших параметрів різних фізичних полів. Прилади спускаються в свердловину на геофізичному кабелі (найчастіше одножильному), яким відбувається живлення приладів, і навіть передача даних на поверхню.
Наземне обладнання дозволяє проводити дослідження за допомогою СП та реєструвати дані цих досліджень. Це обладнання, як правило, розміщується в кузові автомобіля високої прохідності - Урал, КамАЗ, Мерседес.
Системи обробки та інтерпретації матеріалів досліджень використовуються на заключному етапі робіт з метою оцінки стану свердловини за непрямими даними проведених досліджень.
Дослідження експлуатаційних нафтових свердловин можна проводити в умовах притоку рідини, що встановився методом пробних відкачування і в умовах неусталеного припливу.
У реальних умовах розробки приплив рідини в свердловину ніколи не досягає умов режиму, що строго встановився, так як в процесі відбору продукції з пласта завжди відбувається поступовий перерозподіл тиску і зміна дебітів. Однак, такий процес перерозподілу тисків, так само як і зміни нафтонасиченості пласта, відбувається повільно і тому в проміжки часу між окремими дослідженнями свердловин невикликає суттєвої зміни їх дебітів.
При різких змінах відбору з досліджуваної свердловини або близько свердловин у даній зоні пласта можуть відбуватися місцеві перерозподілу тисків і нафтонасиченості, що спотворюють результати дослідження.
Основним фактором, що визначає швидкість досягнення встановленого режиму припливу, є п'єзопровідність пласта.
При високих коефіцієнтах п'єзопровідності у високопроникних пластах і водонапірному режимі перерозподіл тисків у привибійній зоні в основному закінчується протягом декількох годин, а в малопроникних пластах і особливо при наявності в пласті вільного газу режим досягається протягом доби, а іноді і більше.
Перевірку досягнення режиму в привибійній зоні свердловини після зміни її дебіту проводять порівнянням двох суміжних за часом вимірів вибійного тиску і дебітів. Якщо ці виміри відрізняються лише на 10%, режим вважається установленим.
Дослідження експлуатаційних свердловин проводять для визначення вибійних тисків при різних відборах рідини, коефіцієнтів продуктивності або індикаторних кривих при нелінійній залежності між відборами рідини та зниженням вибійного тиску, газових факторів, обводненості нафти і вмісту піску в рідини, що витягується зі свердловини, та інших показників. Ці дані необхідні встановлення технологічного режиму роботи свердловин, і навіть визначення таких параметрів пласта, як проникності, пьезопроводности, пластових тисків та інших, необхідні аналізу процесів експлуатації родовища та вироблення відповідних заходів.
Техніка дослідження свердловин відрізняється деякими особливостями залежно від способів експлуатаціїсвердловин.
Фонтанні свердловини досліджують двома методами – при режимі роботи свердловини, що встановився методом пробних відкачок і по кривій відновлення вибійного тиску після зупинки свердловини. Пробні відкачування застосовують головним чином при дослідженнях для визначення продуктивної характеристики свердловин та встановлення технологічного режиму їх роботи, а дослідження щодо кривої відновлення вибійного тиску – для визначення параметрів пласта. Крім того, у свердловинах, що розкрили нові нафтові пласти, відбирають глибинні проби пластової нафти для визначення її властивостей (тиск насичення нафти газом, загальної газонасиченості зразка нафти, щільності нафти в пластових умовах та ін.). Відбір проб пластової нафти та визначення її властивостей необхідно періодично проводити при подальшій експлуатації пласта для оцінки можливих змін властивостей нафти
Дані вимірів, вироблених щодо свердловин, необхідно враховувати при наступному встановленні норм відбору і технологічного режиму роботи свердловин.
Вибійний тиск вимірюють глибинними манометрами, що опускаються на дроті у фонтанні труби. У деяких випадках його визначають за виміром тисків у міжтрубному просторі на поверхні.
У свердловини, не схильні до пробкоутворення, фонтанні труби спускають до середніх дір фільтра, і тоді спущений до черевика труб глибинний манометр безпосередньо заміряє вибійний тиск.
Якщо ж фонтанні труби з будь-яких причин, зокрема внаслідок пробкоутворення, не доходять до фільтра свердловини та спуск глибинного манометра обмежується глибиною спуску фонтанних труб.
Величину вибійного тиску можна визначити за формулою
деРбаш -тиск у черевика фонтанних труб,Па;
Н –глибинасвердловини,м;
L –глибина спуску фонтанних труб,м;
– середня питома вага газованої рідини протягом від черевика труб до середніх дірок фільтра,Н/м 3.
Техніка дослідження фонтанних свердловин така. Спочатку вживають заходів до збереження постійним режиму свердловини, наміченої для дослідження, і розташованих сусідніх свердловин. Ця умова необхідна для того, щоб дебіт досліджуваної свердловини зберігався стійким на режимі, що встановився. Гирло свердловини обладнають лубрикатором-сальником, необхідним для спуску глибинного манометра в фонтанні труби свердловини, що досліджується. Після цього приступають до дослідження свердловини. Число режимів для дослідження приймають щонайменше трьох. Послідовність зміни режимів не має значення, практично приймають наступний порядок. Спочатку досліджують свердловину на тому режимі, де вона зазвичай працює. Виробляють замір дебіту свердловини.
Одночасно із виміром дебіту нафти заміряють дебіт газу і беруть проби рідини для визначення обводненості та вмісту піску.
Для визначення забійного тиску свердловину спускають глибинний манометр. Причому у всіх випадках і при всіх режимах, що досліджуються, глибинний манометр спускають на певну глибину.
Після зняття всіх показників даного режиму змінюють режим свердловини отримання другого і наступних режимів дослідження. Зміни режиму експлуатації свердловини досягають шляхом зміни штуцерів. Діаметр штуцера рекомендується змінювати в межах не викликають різких стрибків дебітів, так щоб дебіт при новому режимі не більше ніж на 20 - 30% відрізнявся від попереднього.
Якщо експлуатаційна характеристика свердловини дозволяє, то при її дослідженні бажано мати точки, що відповідають режимаммаксимального відбору, мінімального відбору, при якому ще можливе безперервне фонтанування свердловини, та повну зупинку для вимірювання статичного тиску.
За відсутності даних про проникність порід та в'язкості нафти тривалість зупинки приймають за досвідченими даними залежно від продуктивності свердловини та величини газового фактора.
За отриманими даними будують індикаторну криву, що показує залежність між дебітом свердловини та зниженням вибійного тиску в досліджуваній свердловині.
Обробку даних досліджень та побудова індикаторних діаграм виконують за викладеними вище методиками залежно від того, чи є вибійний тиск більший або менший за тиск насичення. У першому випадку індикаторну діаграму будують у координатах: дебіт рідини - перепад тисків, а в другому випадку в координатах: дебіт рідини - частка депресії на вибої свердловини, що просуває пластом тільки рідина.
По прямолінійних ділянках індикаторних кривих можна визначати коефіцієнти продуктивності та коефіцієнти проникності, характерні для пласта.
При отриманні нелінійної залежності між дебітом і депресією вибійного тиску рекомендується повторити дослідження при більш тривалих періодах роботи свердловини на кожному режимі і більш ретельних калібрування глибинного манометра і вимірювання забійних тисків, так як можливе недотримання необхідних умов дослідження може бути причиною отримання неліній. Якщо все-таки індикаторна крива вийде опуклою, тобто. не матиме прямолінійної ділянки, то коефіцієнт продуктивності не визначають. У цьому випадку проектують режими роботи свердловини та відбори з неї нафти безпосередньо за індикаторними кривими – за даними тієї ділянки, за якою плануєтьсяробота свердловини.
Однак, свердловини і з індикаторними кривими, що характеризують нелінійну залежність, можуть бути порівняною між собою по продуктивності. Для цього проводять дотичну до кривої у її початковій точці. Ця дотична характеризує певною мірою продуктивність даної свердловини в порівнянні з дотичною до кривої іншої свердловини.