image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2016

Разработка и эксплуатация месторождений

01.03.2016 10:00 Метод оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебитных скважин
В статье описываются условия разработки месторождений в НГДУ «Ямашнефть», их влияние на состояние призабойной зоны скважины, а также существующие методы определения характеристик пласта, их особенности и недостатки. Продемонстрированы специальные графические материалы и чертежи, с помощью которых различными способами можно определить такие параметры, как продуктивность, скин-фактор, проницаемость и пьезопроводность призабойной зоны скважины и удаленной части пласта, радиус загрязнения. Однако при этом необходимо отметить, что особенности эксплуатации месторождений (карбонатные сложнопостроенные коллекторы, низкие дебиты и, следовательно, невысокие скорости движения флюида в стволе скважины, высокая вязкость, склонность к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий, низкие пластовые давления, приводящие к затруднению промывки забоя ствола скважины при подготовке их к исследованию, долгий срок эксплуатации) существенно снижают информативность потокометрических измерений, значительно увеличивают сроки проведения исследований и, следовательно, приводят к недоборам по нефти.
Автор предлагает использовать разработанный им экспресс-метод оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебтиных скважин, который позволяет провести исследование во время свабирования и определить ряд параметров, характеризующих состояние пласта. Данный метод опробован на объектах НГДУ «Ямашнефть» и показал положительный результат, а также позволил решить следующие проблемы: сократить простои скважины за счет уменьшения сроков освоения; оптимизировать затраты за счет сокращения сроков освоения; оценить состояние ПЗП скважины на любом этапе освоения, сократить потери по нефти; оперативно планировать проведение дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны скважин для ее стимуляции.
Ключевые слова:

Призабойная зона скважины, скин-фактор, экспресс-метод, проницаемость, параметры пласта, КВУ/КВД, низкий дебит.


Ссылка для цитирования:

Андаева Е.А. Метод оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебитных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 140–144.

Открыть PDF


В настоящее время одним из основных методов изучения призабойной зоны скважин, эксплуатирующихся на мелких месторождениях юго-востока Татарстана, является гидродинамическое исследование (ГДИ) пласта с обработкой кривых восстановления уровня/давления (КВУ/КВД). В теоретическую основу обработки полученных кривых ложится известный всем метод Хорнера.

Основными параметрами пласта, необходимыми для оценки дальнейшей работы скважины, при проведении исследований являются продуктивность, проницаемость призабойной зоны скважины, радиус загрязнения и скин-фактор. Широкое применение гидродинамических исследований методом КВУ/КВД, обусловлено рядом особенностей:  

1) полная механизированность добычи и широкое применение при строительстве скважин наклонного (кустового) бурения затрудняют, а чаще всего делают невозможной доставку глубинных измерительных приборов на забои добывающих скважин;

26-1.jpg

2) низкие дебиты и, следовательно, невысокие скорости движения флюида в стволе скважины, высокая вязкость, склонность к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий существенно снижают информативность потокометрических измерений;

3) низкие пластовые давления приводят к затруднению промывки забоя ствола скважины при подготовке их к исследованию;

4) наличие сероводорода и высокая коррозионная активность среды и т.д. [1]

При этом необходимо отметить, что вышеперечисленные особенности значительно увеличивают сроки проведения исследований и, следовательно, приводят к недоборам по нефти.

Первые методы ГДИС были внедрены в 1950 гг. с использованием специальных графиков (графики в полулогарифмическом масштабе, Миллера – Дайса – Хатчинсона, Хорнера) и сначала фокусировались на специфическом режиме потока под названием бесконечный радиальный фильтрационный поток, где можно было определить и продуктивность скважины, и основные коллекторские свойства пласта. Также были разработаны специальные графики и для других режимов потока (линейный, билинейный, псевдоустановившийся режимы и пр.).

В 1970 гг. в дополнение к методике проведения прямых к кривой были разработаны методы совмещения типовых кривых (палетки). Принцип заключался в построении отклика давлений на двойной логарифмической шкале, на чертежной кальке, и передвижении этого графика по отпечатанным двойным логарифмическим типовым кривым, пока не будет совмещения с одной из них. Физические результаты вычислялись из относительного положения кривой полученных данных и выбранной типовой кривой. Такие методы страдали от плохой разрешающей способности графиков, пока не была изобретена в 1983 г. производная Бурде (производная наклона графика в полулогарифмических координатах). Нанесение ее на билогарифмический график значительно повысило диагностические возможности, разрешающую способность и надежность нового поколения типовых кривых.

Однако в середине 1980 гг. появилось программное обеспечение на базе персонального компьютера с возможностью прямого создания моделей с использованием метода суперпозиций.

Так, например, институт «ВНИИнефть» пользуется программным модулем «Сапфир» для интерпретации кривых давлений на неустоявшихся режимах фильтрации. В данном случае диагностика моделей осуществляется посредством распознавания образов, присутствующих в характеристике чувствительности разных режимов потока и с помощью производной Бурде, которая легко определяет эти режимы потока. Инженер может принять решение на счет того, какая модель наиболее подходит для использования [2].

В компании ОАО «Татнефть» одним из основных методов расчета гидродинамических параметров являются методика ТатАСУ и всем известная методика Хорнера.

Методика ТатАСУ основана на методике В.П. Минеева. Она позволяет определить параметры пласта по КВУ (КВД) с учетом гидродинамического несовершенства скважин. В связи с тем, что получаемые зависимости связаны с определением углового коэффициента и гидропроводности пласта по методике НИИ – метод касательной, – предлагаемая методика рассматривается как дополнение к ней.

По данным изменения давления (уровня) с течением времени строится кривая восстановления давления (уровня) в полулогарифмических координатах ∆Р-lgt.

26-2.jpgСхема проведения исследования до и после ремонта скважины на данный момент выглядит следующим образом: перед проведением мероприятия скважину исследуют на определение параметров пласта, после чего осуществляют МУН, далее скважину осваивают и снова проводят исследование КВУ/КВД (рис. 3).

Авторами разработан и опробирован экспресс-метод, который предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по призабойной зоне, совместив процесс свабирования и второй этап исследования (рис. 4).

Во время процесса освоения ведется контроль за объемом откачиваемой жидкости, ее качеством, плотностью и уровнем в скважине во времени. После этого полученные данные сводятся в таблицу и производится расчет всех необходимых параметров призабойной зоны скважины:

1) продуктивности, м3/сут./ат.;

2) скин-фактора;

3) радиуса загрязненной зоны, см;

4) скинового давления, ат.;

5) гидропроводности призабойной зоны скважины, Д.см/сПз;

6) пьезопроводности призабойной зоны скважины.

26-3.jpgДанный метод был опробован на скважине НГДУ «Ямашнефть» во время освоения после закачки КСМД. Для расчета был использован третий цикл свабирования и ожидания притока. Об эффективности проведенного мероприятия на скважине следует судить по ее продуктивности. После проведения всех необходимых расчетов, получения значения параметров, характеризующих состояние призабойной зоны скважины (скин-фактор, проницаемость и т.д.) была определена продуктивность по экспресс-методу. После этого было осуществлено повторное гидродинамическое исследование скважины по КВУ с определением тех же параметров пласта. Расчеты показали, что расхождение данных по двум методам составляет 16%, что вполне допустимо.

Таким образом, за счет применения данного метода на практике сокращаются недоборы по нефти. В НГДУ «Ямашнефть» ежегодно более 60 скважин подвергается обработке МУН, на которых проводятся исследования по КВУ. Следовательно, внедряя данное исследование, можно сократить недоборы нефти до 600 т/г.

Выводы

Разработанный экспресс-метод определения состояния призабойной зоны скважины позволяет решить следующие проблемы:

1) сократить простои скважины за счет уменьшения сроков освоения;

2) оптимизировать затраты за счет сокращения сроков освоения;

3) оценить состояние ПЗП скважины на любом этапе освоения;

4) сократить потери по нефти;

5) оперативно планировать проведение дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны скважин для ее стимуляции;



← Назад к списку


im - научные статьи.