Исследования скважин при освоении и опробовании

1. ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ ОСВОЕНИИ И ОПРОБОВАНИИ

2. Задачи решаемые при освоении

Способы освоения
Компрессирование
Свабирование
Струйный насос
Задачи решаемые при освоении
Выделение отдающих (принимающих) пластов
Определение мест нарушения герметичности
колонны
Определение заколонных перетоков жидкости
Выделение внутриколонных перетоков
жидкости в скважине
Оценка характера насыщения пласта
2

3. Исследования при освоении скважин

После бурения
• В капитальном
ремонте
• Особенности:
Кратковременность
работы скважины
Нестационарность
пластах и скважине
(малые времена)
теплового поля в
Вызов
притока осуществляют
компрессором или свабом или струйным
насосом
3

4.

Схема компрессорного опробования
нефтяной скважины
4

5.

Схематическая кривая изменения забойного
давления
5

6.

Кривая изменения забойного давления
Динамика давления на воронке НКТ, зарегистрированная автономным прибором
при компрессорном освоении
6

7.

Фоновые термограммы до работы компрессора
Влияние цементажа скважины; 1-через 17 дней;
2- через 3 месяца.
7

8.

Фоновые термограммы до работы компрессора
влияние промывки скважины; 1 – через 8 часов; 2- через 12 часов
8

9.

Фоновые термограммы до работы компрессора
влияние заколонного перетока сверху. 1 – до, 2 – после проведения изоляционных работ
9

10.

Схематические температурные кривые при
выделении работающих пластов
в режиме нагнетания
в режиме отбора
10

11.

Оценка расхода жидкости
11

12.

Определение нефте-водопритоков
12

13.

Влияние нестационарности температурного поля
на регистрируемые термограммы
13

14.

Влияние нестационарности температурного
поля на регистрируемые термограммы
14

15.

Регулирование аномалии калориметрического
смешивания
15

16.

Выделение принимающего интервала
при нагнетании жидкости
16

17.

Выделение работающего перфорированного пласта
по сочетанию режима нагнетания и отбора
1-фоновое, 2- при закачке на подъеме, 3- сразу после прорыва, 4- через 30 мин после прорыва
17

18.

Использование переходного режима при выявлении
нарушения герметичности колонны
18

19.

Признаки заколонного перетока снизу
1 - проявление дроссельного
эффекта в пласте источнике
перетока;
2 - конвективный перенос
тепла потоком воды;
3 - проявление дроссельного
эффекта по пути движения
жидкости;
1 – перетока нет;
2,3 - проявление эффекта
смешивания при заколонном
перетоке;
4 - перфорированный пласт не
работает, поступает только
перетекающая жидкость
19

20.

Пример выявления заколонного перетока снизу
Термограммы:1- фоновая, 2,3- через 2 и 4 часа после компрессирования, 4расчетная. 5- в процессе глубиннонасосной эксплуатации, 6- дебитограмма
20

21.

Пример выявления заколонного перетока снизу
Определение заколонного
перетока по веерообразному
расхождению температурных
кривых в зумпфе
21

22.

Влияние гравитационной конвекции на
распределение температуры в зумпфе скважины
22

23.

Признаки заколоного перетока сверху
Признаки заколонного
перетока
Результаты термических исследований скв.456
а-при опробовании верхнего объекта; б-после
изоляции верхнего и опробовании верхнего
объекта
23

24.

Пример выявления заколонного перетока
сверху
Термограммы: 1 - контрольная; 2,3 и 4 - через 45 мин, 2 и 4 часа после
работы компрессора.
24

25.

Определение нефте-водопритоков в скважину
1 - до работы компрессора; 2 и 3 - через 1,5 и 3,5 часа после начала отбора; б - кривые
установления температуры в подошвенной (П) и средней (С) частях верхнего пласта.
25

26.

Изменения температурных аномалий связаных
с различием проницаемостей
26

27. Компрессорное опробование

Нст=67 м;
В колонне вода 19
г/л;
дебит 95 м3/сут при
Рзаб.= 157 атм.;
27

28.

Технологическая карточка исследовании при компрессорном опробовании скважин
Nпор
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
6
7
8
Т, ЛМ, МН
метка
Интервал детальных исследований
Ho
ГК, ЛМ
МН, Т,
Рез,
ЛМ
ГК, ЛМ МНт
МНт
ВГ
Т
Т, Рез
Т
ВГ
Т, ВГ
Рез
Т
Т, ВГ, МН
Рез
Т
СТИ
И.З.
СТИ
очистка датчика
оцека инерционности
БНКТ
момент прорыва
режим нагнетания
ВГ
режим отбора
отключение компрессора
разрядка скважины
ВГ
Т, МН
2-3м
фоновые исследования
в процессе компрессирования
после разрядки
28

29. Схема освоения скважины свабом

Vизв 0.3 м3 t цикла 10-20 мин
Изменение забойного давления при
свабировании
29

30. Реальное изменение давления и температуры

30

31. Методические особенности проведения исследований при свабировании

Отсутствие доступа к исследуемому пласту в
процессе снижения давления.
Ограниченность объема извлекаемой
жидкости за один ход сваба.
Растянутость процесса снижения забойного
давления во времени.
31

32. Результаты геофизического сопровождения освоения скважины свабированием

Депрессия=100 атм
Дебит=5 м3/сут
ЗКЦ с 1910 м
32

33. Результаты геофизического сопровождения освоения скважины свабированием

33

34.

Интервал детальных
исследований
Т, ЛМ
ГК, ЛМ
И.З.
фоновые исследования
7
Свабирование
8
9
10
11
ГИС
12
метка
Ho
Т, ЛМ
СТИ
13
Оценка инерционности
6
Извлечение автономного
прибора
5
Третий цикл свабирования
4
Регистрация второй кривой
притока КП2
БНКТ
3
Второй цикл свабирования
ВГ
2
Регистрация первой кривой
притока КП1
1
Первый цикл свабирования
Nпор
Спуск автономного прибора
Технологическая карточка исследовании при свабировании скважин
14
Т, ЛМ, МН
ВГД, МН
Т, Рез,
ВГД,
МН
ГК, ЛМ
Т
2-3м
34

35.

Схема компоновки подземного и наземного
оборудования при работе устройства
УЭГИС
1-НКТ,
2-корпус УЭГИС,
3-пакер,
4-воронка,
5-каротажный кабель,
6-герметизирующий узел,
7-дистанционный прибор,
8-пласт,
9-закрытая задвижка,
10-открытая задвижка,
11-обратный клапан,
12-план-шайба,
13-лубрикатор,
14-фильтр,
15-каротажный подъёмник и лаборатория,
16-насосный агрегат,
17- выкидная линия,
18-напорная линия,
19- желобная ёмкость,
20- ёмкость с жидкостью глушения,
21-линия подачи жидкости в насосный
агрегат,
22-линия подачи жидкости глушения,
23-линия отвода жидкости из желобной ёмкости,
24- вентили.
35

36. Схема освоения скважины струйным насосом УГИС-6

1.
2.
3.
4.
5.
-
НКТ
эксплуатационная колонна
УГИС-6
пакер
хвостовик с воронкой
6.
7.
8.
9.
10.
-
зона перфорации
депрессионная вставка
автономный манометр
блокирующая вставка
- кабель
11.
12.
13.
14.
-
герметизирующий узел
комплексный прибор
вставка КВД
обратный и уравнительный клапана
36

37. Схема освоения скважины струйным насосом УГИС-11

1.
2.
3.
4.
5.
-
НКТ
эксплуатационная колонна
УГИС-6
пакер
хвостовик с воронкой
6.
7.
8.
9.
10.
-
зона перфорации
депрессионная вставка
автономный манометр
блокирующая вставка
- кабель
11.
12.
13.
14.
-
герметизирующий узел
комплексный прибор
вставка КВД
обратный и уравнительный клапана
37

38. Зависимость депрессии от давления закачки и продуктивности пласта

U = Qп/Qp
Коэффициент
эжекции
(Qп) и (Qp) объёмы
поступающей из пласта
и прокачиваемой через
устройство жидкости
38

39. Методические особености проведения исследований при с УГИС

Ограниченность объема извлекаемой жидкости
временем работы ц/агрегата.
Низкая депрессия в высокодебитных скважинах.
Репрессия на пласт при остановке циркуляции.
Регистрация на подъеме.
39

40. Результаты геофизического сопровождения освоения скважины струйным насосом

Депрессия=7 атм
Дебит=60 м3/сут
40

41. Результаты геофизического сопровождения освоения скважины струйным насосом

Депрессия=13 атм
Дебит=50 м3/сут
41

42. ТЕХНОЛОГИЯ АКТИВНОЙ ТЕРМОМЕТРИИ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ СКВАЖИН

43.

Традиционная термометрия
Проводится серия замеров температуры по стволу скважины в исследуемом
интервале при переходных процессах работы скважины
Информативность термометрии
базируется на использовании
термодинамических эффектов,
проявляющихся при эксплуатации и
освоении скважин.
Признаки:
•смешивание потоков в кровле и подошве
пласта;
•изменение градиента температуры за счет
теплообмена;
•аномалия температуры в зумпфе

44.

Проблемы традиционных технологий ГИС
1. Определение заколонных перетоков «сверху»
2. Определение заколонных перетоков «снизу» в
скважинах с короткими зумпфами
3. Определение работающих интервалов в
низкодебитных скважинах и в карбонатных
коллекторах
4. Отсутствие количественных методик по оценке
расходных параметров в низкодебитных скважинах

45.

Метод активной термометрии
Сущность технологии
активной термометрии
-
нагрев металлической обсадной
колонны скважины и
околоскважинного пространства при
кратковременном локальном
индукционном воздействии (создание
тепловой метки)
- определение основных
закономерностей изменения
температурного поля в скважине:
величины, скорости и направления
движения тепловой метки

46.

Нагрев ТЭНом

47.

Нагрев индукционным нагревателем

48.

Индукционное воздействие
схема подачи энергии
а ) генератор на поверхности;
б ) генератор в скважине;

49.

АППАРАТУРА АКТИВНОЙ ТЕРМОМЕТРИИ
Скважинный прибор
Блок питания индуктора

50.

Технология активной термометрии разрабатывалась на основе численных,
экспериментальных и промысловых исследований
Результаты расчета
Изменения температуры в стволе скважины при
заколонном перетоке «сверху»
16
20
24
28
32
40
36
T, C
1-фоновая
Расстояние от забоя, м
Распределение температуры в
системе скважина- пласт
Продвижение
тепловой метки
по стволу
30
2- выход тепловой
метки в ствол
скважины
20
10
0
z, m
Дебит перетока – 5 м.куб/сут
Дроссельный
разогрев

51.

Лабораторное моделирование
Заколонные перетоки
сверху
Дебит Q=4,35 м3/сут 0.1
К/см
Время, мин
Отсутствие перетока
Заколонные перетоки
снизу
Время, мин

52.

Технология определения заколонных перетоков
Определение перетока сверху:
Определение перетока снизу:
а) нижний термометр устанавливается на 1-2 м
выше кровли перфорированного интервала;
а) индуктор устанавливается ниже подошвы
перфорированного интервала;
б) на притоке включается индуктор (два цикла
нагрева по 15-20 мин с перерывом между
нагревами;
б) на притоке включается индуктор на 15-20 мин;
в) признаком перетока является выход
тепловой метки из кровли интервала
перфорации.
в) выполняются замеры термометром в интервале
перфорированный пласт – зумпф;
г) признаками перетока являются смещение
аномалии разогрева от точки нагрева и
несимметричность аномалии нагрева.

53.

Определение техсостояния
Традиционная методика
Скважина №xxx
пл. Yyyyyy
По данным
Башнефтегеофизики
отмечается переток
снизу в интервале 21262129.8 м. Заколонный
переток сверху не
отмечается.

54.

Определение техсостояния
Метод активной термометрии
260
Изменение давления
P, атм
240
3
220
1
2
dP=25.5 атм
1 - стоянка на
глубине 2093м,
2,3 – нагнетание
компрессором,
4 - стравливание
200
4
180
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
t, мин
40.2
Изменение температуры
T, C
39.8
39.4
39
38.6
1
38.2
0
2
20
3
40
4
60
5
80
6
7
100
8
120
9
10
140
160
t, мин
1 - стоянка на глубине 2093м, 2,3 - нагнетание компрессором,
4 – стравливание, 5,6 - прогрев индуктором в течении 20 мин,
7 - изменение температуры в течении 20мин
Определен заколонный
переток сверху
Лабораторный
эксперимент при
наличии перетока
«сверху»

55.

Определение техсостояния
Метод активной термометрии
Определен заколонный
переток снизу
Распределение температуры в зумпфе.

56.

Проверка эффективности РИР
Традиционная методика
ГК
3300
9000
НГК
21000
1570
ГК (первичная от 27/07/1979 г.)
0
6000
ТМ (фоновый замер) 166 атм
34.1
31.4
ТМ (при компрессировании) нагнетание 195,6 атм
34.1
31.4
ТМ (сразу после компрессирования) 120 атм
34.1
31.4
ТМ (ч/з 1 час после компрессирования) 154 атм
34.1
31.4
ТМ (ч/з 10.5 часов после компрессирования) 157 атм
34.1
ТМ (при компрессировании) 134 атм
34.1
31.4
46
0
СТИ (на притоке)
56
Профиль СТИ 100
0
ЛМ
Насыщение по ИНГК
300
Литология
Глубина, м
1560
31.4
Скв. № yyy
(1_ое исследование)
400
1580
1590
1600
1610
1620
В зумпфе имеются
аномалии температуры
характерные для
заколонного перетока
снизу.
1630
1640
1650
Мертвая зона по ЛМ 0.4 м

57.

Проверка эффективности РИР
Традиционная методика
1560
ГК (от 27/07/1979 г.)
0
0
9000
ГК текущая
9000
1570
T фон 140,3 атм
31.5
29.7
T компр 181,5 атм
31.5
29.6
T сраб 1_й пуск муфты 80,9 атм
31.5
29.9
T сразу после разрядки 55,6 атм
31.6
29.8
T 45 мин после разрядки 66,8 атм
31.6
29.8
T 4,5 часа после разрядки 116,5 атм
31.6
29.8
T 2 часа после разрядки 95,2 атм
31.6
0
ЛМ
Насыщение по ИНГК
21000
Литология
НГК
Глубина, м
9000
29.6
Скв. № yyy
(через год)
1000
1580
1590
1600
1610
1620
1630
1640
1650
В зумпфе имеются
аномалии температуры
характерные для
заколонного перетока
снизу.

58.

Проверка эффективности РИР
Метод активной термометрии
Скв. № yyy
(через год)
ГК (от 27/07/1979 г.)9000
ГК текущая
6000
1580
1590
T 2 нагрев 1629 м
31
29.2
T 1 нагрев 1629 м
31
27.4
T2 2 нагрев 1639 м
29.2
27.4
T1 1 нагрев 1639 м
29.2
0
ЛМ
1000
1600
1610
1620
1630
1640
1650
1660Установлено,
что заколонный переток
снизу отсутствует
Нагрев 1629.5 м
Нагрев 1639 м
Насыщение по ИНГК
0
21000
Литология
0
НГК
Глубина, м
9000
29.2

59.

Определение техсостояния
Исследования при свабировании
Традиционная методика
Скв. №zzz
Глубина, м
1684
1688
1692
0
ГК_прив
16
0
ГК_агат
4000
25.9
TМ фон 177 атм
27.9
25.9
T приток1 102.07 атм
27.9
25.9
T приток2 102.85 атм
27.9
0
ЛМ
Депрессия – 75 атм;
Q max = 5 м3/сут;
600
Разогрев ниже подошвы
перфорированного интервала –
признак перетока снизу;
1696
1700
В инервале 1696-1700 м имеется слом
градиента температуры –
1704
признак перетока сверху;
1708
1712
1716
1720
1724
1728
1732
1736

60.

Определение техсостояния
Метод активной термометрии при
определении заколонного перетока сверху
Скв.zzz
Глубина, м
1698
25.9
TМ фон 177 атм
27.9
25.9
T приток3 прогрев в кровле 104.63 атм
27.9
25.9
T приток4 после 1 прогрева в зумпфе 105.1 атм
27.9
0
ГК_прив
16
25.9
T приток5 после 2 прогрева в зумпфе 105.37 атм
27.9
0
ГК_агат
4000
25.9
T приток 4 105.61 атм
27.9
Градиент темп. приток1
1700
1702
-1
-0.5
0
0.5
1
0
ЛМ
Изменение температуры на глубине
1707.8м (над пластом) при притоке (1 –
верхний, 2 – нижний термометры; a,б время прогрева)
600
26.65
T, C
26.6
1704
1706
1
26.55
2
26.5
a
б
26.45
1708
1710
t
26.4
22:04
22:19
22:33
22:48
23:02
23:16
23:31
1712
1714
1716
Отсутствие выхода тепловых меток
свидетельствует об отсутствии
заколонного перетока сверху.
23:45

61.

Определение техсостояния
Метод активной термометрии при
определении заколонного перетока снизу
Скв. №zzz
Глубина, м
1706
25.9
TМ фон 177 атм
27.9
25.9
T приток3 прогрев в кровле 104.63 атм
27.9
25.9
T приток4 после 1 прогрева в зумпфе 105.1 атм
27.9
0
ГК_прив
16
25.9
T приток5 после 2 прогрева в зумпфе 105.37 атм
27.9
0
ГК_агат
4000
25.9
T приток 4 105.61 атм
27.9
Градиент темп. приток1
1708
1710
1712
1714
1716
1718
1720
1722
1724
1726
1728
-1
-0.5
0
0.5
1
0
ЛМ
Термограммы после прогрева в
зумпфе на глубине 1714,5 м имеют
искажения несимметричную форму;
максимум градиента температуры на
глубине 1712,9 м - переток снизу .
600
Термограммы после прогрева в
зумпфе на глубине 1721,5 м не
перемещаются по глубине и
симметричны по форме – движение
за колонной отсутствует с этой
глубины перетока нет

62.

Исследования при закачке
Традиционная методика
Скважина qqq
Конструкция скважины
Глубина, м
2130
27.2
ТМ (после нагрева фон спуск)
36.8
27.2
ТМ закачка 30 мин
36.8
27.2
ТМ закачка 1 час
36.8
27.2
ТМ (остан 15 мин)
36.8
27.2
ТМ (остан 50 мин)
36.8
27.2
ТМ (остан 4,5 час)
36.8
27.2
ТМ (излив - спуск)
36.8
0
ГК подъем
0
ГК первичная
32
2140
2150
2160
2180
2190
2200
2210
2220
интервал нагрева
(при закачке и изливе)
2170
Короткий зумпф.
По традиционной
методике задача
не решается.
12000
24
T1 излив индуктор на под32.8
0
ЛМ
2000
Можно дать
ошибочное
заключение о
наличии перетока
снизу

63.

Исследования при закачке
Метод активной термометрии (переток отсутствует)
Скважина qqq
Конструкция скважины
Глубина, м
2130
27.2
ТМ (после нагрева фон спуск)
36.8
27.2
ТМ закачка 30 мин
36.8
27.2
ТМ закачка 1 час
36.8
27.2
ТМ (остан 15 мин)
36.8
27.2
ТМ (остан 50 мин)
36.8
27.2
ТМ (остан 4,5 час)
36.8
27.2
ТМ (излив - спуск)
36.8
0
ГК подъем
0
ГК первичная
32
2140
12000
24
T1 излив индуктор на под32.8
0
ЛМ
2000
При изливе выход тепловой метки не
отмечается – перетока сверху нет
2150
2160
2180
2190
интервал нагрева
(при закачке и изливе)
2170
2200
2210
2220
При закачке выход тепловой метки не
отмечается – отсутствие заколонного
перетока вниз

64.

Исследования при закачке
Определение приемистости
Скважина ddd
T после нагрева спуск 3
890
Стратиграфическая колонка
Глубина\абс.отм., м
880
15.5
16.5
17.5
18.5
19.5
20.5
21.5
22.5
23.5
24.5
25.5
21.5
22.5
23.5
24.5
25.5
21.5
22.5
23.5
24.5
25.5
21.5
22.5
23.5
24.5
25.5
21.5
22.5
23.5
24.5
25.5
T после нагрева спуск 1
15.5
16.5
17.5
18.5
19.5
20.5
T фон спуск
15.5
16.5
17.5
18.5
19.5
20.5
T после 1_й закач
15.5
16.5
17.5
18.5
19.5
20.5
T после 2_й закач
15.5
16.5
17.5
18.5
19.5
20.5
МАН фон
100
104
108
112
116
120
ЛМ
0
3000
6000
GK
0
2000
4000
900
910
920
Нагрев
921 м
930
940
950
960
Приемистость определенная по движению
тепловой метки составила 275 м3/сут

65.

Определение малых дебитов (по движению тепловой метки)
Изменение дебита после стравливания составило от 6.4 до 5.4 м3/сут

66.

1000
GK
Глубина, м
Определение ЗКЦ при коротких зумпфах
1764
21000
GK
1900
5500
имп/мин
36.5
T 06
38.9
34.1
T 06_амт_2997
36.5
36.5
T 28 112,26 атм
38.9
34.1
T 028_амт_2997
36.5
36.5
T 30 113,04 атм
38.9
34.1
T 032_амт_2997
36.5
36.5
T 32 113,91 атм
38.9
34.1
T 030_амт_2997
36.5
36.6
T 06
39
36.5
T 39 115,88 атм
38.9
36.5
T 42
38.9
36.6
T 06
39
36.5
T 026
38.9
34.1
T 042_амт_2997
36.5
1038
STI
1044
36.5
T 041_амт_2997
38.9
1038
STI
1044
9500
1768
0
LM
4000
1772
1776
1780
1784
Интервал нагрева
1788
1792
1796
1800
1804
спец. отв
Изменение дебита после свабирования составило от 8 до 4 м3/сут