5 мм, марки Е; 6 – колона насосно-компресорних труб Ø 88,95.5 мм, марки М; 7 – клапан-відсікач типу хлопавки, самозрівнювальний, що витягається на тросі, моделі „BFVE-10”; 8 – циркуляційний клапан моделі "L"; 9 – розмежувач трубного і затрубного простору (витягаємий пакер з подвійним захопленням моделі „FH").
2.2 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка
результатів дослідження
Метою гідродинамічних досліджень свердловин є визначення фільтраційних характеристик пласта при відомих змінах тиску і швидкості фільтрації газу (рідини) в деяких точках пласта або його досліджуваної ділянки.
Гідродинамічні методи досліджень, які застосовуються для визначення фільтраційних параметрів пласта, можна розділити на дві основні групи:
1) методи, що базуються на вивченні усталеної фільтрації рідин і газорідинних сумішей;
2) методи, що базуються на вивченні неусталеної фільтрації рідин, газів і газорідних сумішей в пласті.
До першої групи відносятся:
¾ метод визначення параметрів пласта за даними відновлення тиску (рівня) в самій свердловині;
¾ метод визначення параметрів пласта за даними простеження впливузміни режиму роботи даної сердловини на режими роботи віддалених від неї реагуюючих свердловин.
Методи другої групи досліджень мають деякі преваги перед перше групою. При проведенні таких досліджень визначається більша кількість параметрів пласта. До них відноситься визначення середіх фільтраційних характеристик в деякій області пласта та їх зміна певній віддалі від свердловини.
Це дозволяє уточнити границі поширення пласта, положення ниць різкої зміни фільтраційних параметрів пласта, положення границь фазової зміни насичуючих колектор рідин, місць перетоку із одного пласта в інший. Методи другої групи менш трудомісткі і дозволяють провести дослідження з меншими затратами часу і засобів.
Усталений режим фільтрації
Усталеного припливу рідини у свердловину q(t)=const в реальних пластах не існує, оскільки такий приплив можливий тільки при постійному живленні пласта, рівному установленому відбору рідини ісвердловини на протязі необмеженого часу. Однак при довготривалій роботі свердловини в обмеженому часі спостережень зміни припливу стають непомітними в межах точності вимірювальних приладів і приплив рідини в цьому випадку приймається практично стаціонарними, підлеглим законам усталеної фільтрації.
Таким чином, при дослідженні свердловин використовується метод послідовної зміни стаціонарного стану.
Дослідження свердловин при усталених режимах фільтрації полягає в одержанні залежності дебіту від величини депресії (індикаторної діаграми) Q=f(Pпл -Pвиб ).
Індикаторна діаграма характеризує продуктивність свердловини і може бути використана для визначення проникності пласта. Отримана залежність дебіту від депресії виражається прямою, випуклою чи вгнутою до осі дебіту індикаторною діаграмою. Якщо пряма і зворотна індикаторні криві співпадають або відрізняються між собою не більше ніж на 2-3 %, то результати досліджень обробляють за формулами стаціонарного припливу, а якщо вони істотно розходяться, то обробці не підлягають (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 – Приклади співпадання і розходження індикаторних кривих при збільшенні і зменшенні депресії: а) співпадання кривих; в) розходження кривих
а) якщо на всьому інтервалі дослідження діаграма має форму прямої, то справедлива прямолінійна залежність дебіту від депресії, яка виражається рівнянням Дарсі:
(2.8)
де
- дебіт і газу, м3
/с;
- коефіцієнт продуктивності, м3
/(Па*с); ∆Р – депресія, Па; Р0
- атмосферний тиск, Па.
б) для обробки випуклої (по відношенню Р0 до осі дебітів індикаторної діаграми служать двочленні формули
(2.9)
Коефіцієнт А – це гідравлічний опір пласта
(2.10)
Якщо вказану залежність виразити через 
, тоді вгнута індикаторна діаграма стане прямою, що відсіче на осі ординат відрізок А, а тангенс кута її нахилу буде рівний В.
Значення коефіцієнта А можна визначити за формулою
(2.11)
де μ – в’язкість газу, Па*с; k – проникність, м2 ; h – потужність пласта, м; Rк – радіус контуру живлення свердловини, м;rс – радіус свердловини, м; С – коефіцієнт недосконалості свердловини.
Для визначення параметрів пласта будують залежність
(2.12)
де 
пластовий тиск, Па; 
- вибійний тиск, Па.
За відрізком А, який відсікається на осі ординат, визначають коефіцієнт продуктивності 
(м3
/Па.с) і вираховують гідропровідність пласта за формулою:
(2.13)
Вгнуті форми індикаторних кривих можуть бути отримані при дослідженні покладів, складених пластами різної проникності і зв'язані з
під'єднанням або від'єднанням окремих пластів при зміні депресії у свердловині. При збільшенні і наступному зменшенні депресії (прямий і зворотний хід зміни режиму фільтрації) спостерігається різний характер зміни таких діаграм, так як при зворотному ході точки в координатах Q=f(Pв ) можуть накладатися або не накладатися на індикаторну діаграму прямого ходу
Зворотна індикаторна діаграма (якщо при зворотному ході спостерігається накладання точок) викликається більш складними процесами,, залежними від фізичних властивостей пластів і наповнюючих їх рідин. Методика обробки таких діаграм, запропонована В.Є.Колбіковим, з деякими змінами, введеними в УкрНДГРІ, викладена нижче:
а) будується індикаторна крива в координатах Q=f(Pв ), початок координат відповідає нульовому дебіту (вісь абсцис) і пластовому тиску(вісь ординат) (рис. 2.2);
б) всі точки індикаторної кривої, отримані в результаті досліджень, з'єднуються ламаною лінією, при цьому перший відрізок (0 - 1) характерезує продуктивність першого пласта (або групи пластів) з працюючого інтервалу; наступний відрізок (1-2) характерезує продуктивність першого і другого під'єднаних пластів; відрізок (2 - 3) характеризує продуктивність перших двох і третього під'єднаного пласта і т.д.
Рисунок 2.2 – Вгнута індикаторна крива
Ці сумарні коефіцієнти визначаються таким чином:
(2.14)
(2.15)
Дебіти під’єднаних пластів визначають наступним чином
q2 =Q2 - (Q1 +η1 (Pвиб1 - Pвиб2 ));
q3 =Q3 - (Q2 +η1+2 (Pвиб2 - Pвиб3 )); (2.16)
qn =Qn - (Qn -1 +η1+2+3+…( n -1) (Pвиб n -1 - Pвиб n ))
де qn – дебіт під’єднаного пласта; Qn – сумарний дебіт пластів; η1+2+3+…( n -1) - сумарний коефіцієнт продуктивності.
При збільшенні депресії загальне збільшення дебіту відбувається не тільки за рахунок під’єднання нового пласта, але і за рахунок збільшення дебіту уже працюючих пластів
(2.17)
де
= 
(Pвиб1
- Pвиб.
n
)
= 
(Pвиб2
- Pвиб.
n
)(2.18)
= 
(Pвиб.
n
-1
- Pвиб.
n
)
Коефіцієнт продуктивності кожного під’єднаного пласта
(2.19)
Визначаємо коефіцієнти продуктивності кожного під’єднаного пласта і за формулою Дюпюї знайдемо їх гідропровідність
(2.20)
Неусталений режим фільтрації
Обробка даних дослідження свердловин при неусталеному режимі фільтрації базується на теорії пружності пластової системи. Закономірності кривих відновлення тиску після зупинки свердловин, виведені з основних теоретичних положень пружного режиму знайшли універсальне застосування в промислових дослідженнях свердловин.
Усі методи досліджень виходять з наступних: приймається, що перед зупинкою дебіт свердловини усталений, тиск довкола неї розподілився за стаціонарним законом, пласт характеризується постійною потужністю і однорідною проникністю; приплив однофазний.
Найбільш простий аналітичний вираз кривої відновлення вибійного тиску отримано для свердловини в необмеженому однорідному пласті зупиненої після роботи на стаціонарному режимі радіальної фільтрації при повній відсутності припливу після зупинки (формула запропонована М.Маскетом для точкового джерела в необмеженому пласті):
(2.21)
де 
— біжучий дебіт свердловини перед зупинкою; 
(-х) – інтегральна експоненційна функція; Т - час припливу рідини (або газу) до свердловини; t – час відновлення пластового тиску; χ – п'єзопровідність.
Приплив рідини з пласта після закриття свердловини поступово припиняється і пісдя деякого часу крива відновлення вибійного тиску наближається до кривої підвищення тиску у свердловині після її раптової зупинки.
Обробка при даному припущенні проводиться за методом Хорнера, методом дотичної.
Практика визначення параметрів пласта і свердловини показала, що не завжди за 2-3 години не вдається отримати криву відновлення тиску, тобто не встигає сформуватись прямолінійна ділянка лінії 
. Крім того форма кривих відновлення тиску при наявності притоку в свердловину така, що практично завжди можна виділити прямолінійний відрізок і прийняти помилково його за асимптотичну пряму, яка відповідає фільтраційним властивостям пласта. Щоб цого уникнути, запропоновані методи для обробки кривих, які використовують початкову ділянку (метод Ю.П. Борисова, метод Чарного-Умрихіна, метод Е.Б. Чекалюка, метод детермінованих моментів).
В основу методу Хорнера взято рівняння (2.21), яке перетворене таким чином
(2.22)
В системі координат 
,
рівняння (2.22)має вид прямої лінії за нахилом якої
(2.23)
визначають гідропровідність
(2.24)
При нескінчено тривалій зупинці у свердловині відновиться тиск до пластового, бо при t
величина 
. В цій точці знаходиться максимальне значення депресії, а повністю відновлений пластовий тиск буде рівний
Рпл =Рв +∆Рmax
де Рв – усталений тиск на вибої перед зупинкою свердловини.
Розглянемо метод детермінованих моментів (МДМ). Детерміновані моменти являють собою інтегральні характеристики КВТ:
(2.25)
де n = 0; 1; 2.
Нульовий Мо, перший М1
, другий М2
моменти визначають як інтеграл за часом t від поточної депресії тиску 
з вагою t °, t 1
, і t 2
відповідно.
Інтеграл (2.25) можна представити у вигляді суми двох інтегралів: від 0 до tмах
і від tмах
до 
де tмах
– повний час заміру КВТ
(2.26)
де 
, А – коефіцієнт ідентифікованого рівняння першого порядку
(2.27)
При цьому похідна (
) обчислюється методом кінцевих різниць, після чого для тих самих діюх часових точок виписується система лінійних алгебраїчних рівнянь, яка розв'язується відносної А і Рпл
. Таким чином, у значній мірі враховується частка детермінованих моментів, яка припадає на недовідновлену частину КВТ і зменшується викривляючий вплив від обмежності часу проведення гідродинимічних досліджень в реальних промислових умовах.
Що стосується перших інтегралів рівнянь М0 , М1 , то вони обчислюються методом трапецій:
(2.28)
Зокрема, перший інтеграл нульового моменту дорівнює площі фігури, розташованої між прямою і графіком КВТ в арифметичних координатах тиск – час.
МДМ базується на аналізі діагностичного критерію
(2.29)
який за результатами аналітичних і промислових досліджень для| однорідного пласта дорівнює постійній величині 2,18 і не залежить від фільтраційних властивостей колектора, в'язкості нафти, товщини продуктивного пласта, радіусів свердловин і контурів живлення. При наявності забрудненості ПЗП параметр d>2,18 і суттєво залежить від tмах , відносних розмірів ПЗП, коефіцієнта неоднорідності, який приймається рівним зворотній величині коефіцієнта гідродинамічної досконалості Кд .
Як з’ясувалось в процесі удосконалення МДМ, аналіз одного розрахованого значення діагностичного параметра d не дає задовільних результатів через недостатньо високу точність і обмеженість часу замірів Pt і можливе перекручення КВТ, а також внаслідок неврахованого додаткового припливу флюїдів у стовбур свердловини після її припинення.
В цілому геологічні, фізичні і гідродинамічні особливості обумовлюють певний розкид значень d. Тому врешті-решт, від аналізу одного числа d перейшли до аналізу функції d(t), що значно підвищило надійність діагностики зональної неоднорідності пласта і точність розрахунку гідродинамічних параметрів.
3. Проектування методу освоєння свердловини
3.1 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта
В міцних слабопроникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.
Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від забруднення, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.
До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:
¾ Гідравлічний розрив пласта.
¾ Соляно-кислотна обробка.
¾ Термо- кислотна обробка.
¾ Гідропіскоструминна перфорація.
¾ Гідрогазопіскоструминна перфорація
¾ Торпедування свердловини.
¾ Застосування кавітаційно– пульсаційного методу.
¾ Нафтові та газоконденсатні ванни.
¾ Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).
¾ Глино-кислотна обробка свердловини.
¾ Застосування ядерних вибухів та ін.
Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.
Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші. Ефективність проведення ГРП залежить від:
¾ фізико-механічних властивостей пласта;
¾ умов залягання пласта;
¾ якості проведення ГРП.
Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал відбувається руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск. Гідрогазопіскоструминна перфорація від попередньої відрізняється тим, що робоча рідина є газованою.
Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:
¾ можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;
¾ цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;
¾ краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;
¾ прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;
¾ після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;
¾ довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;
¾ при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.
Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сульфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:
¾ за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);
¾ закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).
Найбільше застосування в промисловості знайшли циклічний та стаціонарний електронагрів, термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання, а також має свої переваги і недоліки.
Використання кавітаційно – пульсацій них технологій очищує ПЗП за рахунок створення значних імпульсів тиску в перфораційних каналах.Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат, якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високо проникний, то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність, тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка, а при відсутності суміші кислот HCl+HF, можна отримати результат застосувавши нафтову або газоконденсатну ванну.
3.2 Проектування проведення ГРП
Гідралічне щілинування (розрив) пласта (ГРП) – це метод утворення нових тріщин або розширення деяких існуючих у пласті внаслідок нагнітання у свердловину рідини або піни з високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність, тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу й зони пласта з кращою проникністю.
Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений в пласті при нагнітання рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3….7 МПа. Розкриття
29-04-2015, 00:56