Презентация на тему "Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)"

Содержание

• 
  Слайд 1

  Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)

• 
  Слайд 2

  ГДИС. Определение.

  система мероприятий, проводимых на скважинах по специальнымпрограммам, замер с помощью различных приборов ряда величин(изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др),последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретацияполученной информации о продуктивных характеристиках – параметрахпластов и скважин.

• 
  Слайд 3

  Цели ГДИС:

  Стадия промышленной разведки месторождения получение возможнополной информации о строении и свойствах пластов, необходимой дляподсчета запасов и составления проекта разработки, т.е. выявлениеобщей картины неоднородностей пласта по площади. Стадии пробной эксплуатации и промышленной разработкиместорождения: уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемогообъекта, необходимых для дальнейшего проектирования; получение информации о динамике процесса разработки,необходимой для его регулирования; определение технологической эффективности мероприятий,направленных на интенсификацию добычи нефти (обработкапризабойных зон скважин, гидроразрыв и т.д.)

• 
  Слайд 4

  Состав ГДИС

  Наземные замеры (промысловая информация: дебит, обводненность, давление) Замеры уровня затрубной жидкости Замеры пластового давления Индикаторные диаграммы КВД/КПД Профиль притока/закачки СПСК/ТМС Трассерныеисследования

• 
  Слайд 5

  Проведение ГДИС

  ЭЦН Ндин

• 
  Слайд 6
  

  Замер давления и динамического уровня в межколонном (затрубном) пространстве с целью контроля за работой добывающих скважин механизированного фонда для определения Ндин., Рзатр., Рзаб. Рзатр.=10 атм, t=3.2 сек, uзв.=380м/с Замер уровня жидкости

• 
  Слайд 7
  

  ВИДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ: замер пластового давления, индикаторные диаграммы (построение поля пластового давления)

  Замер забойного давления при различных диаметрах штуцеров (дебитах) Спуск датчика и замер забойного остановленной скважины

• 
  Слайд 8
  

  Профиль притока и приемистости -Механическая расходометрия Принцип действия: Прибор представляет из себя серию вертушек с датчиком вращения Дебит определяется по частоте вращения вертушек Как правило замеры сопровождаются замерами ГК и манометр-термометр, иногда влагомером/резистивомером Цель исследования: Определить приток/приемистость каждого отдельного интервала. В том числе из негерметичной обсадной колонны Определить обводненность каждого интервала (при наличии влагомера) Определение пластового давления и коэффициента продуктивности каждого интервала (при возможности изменения дебита)

• 
  Слайд 9
  

  Профиль притока и приемистости -Термокондуктивнаярасходометрия Принцип действия: Прибор состоит из нагревательного элемента нагревающегося выше температуры жидкости и датчика температуры Дебит определяется по степени охлаждения нагревательного прибора Так как метод является косвенным, проводится несколько измерений в том числе фоновый Как правило замеры сопровождаются замерами ГК и манометр-термометр, иногда влагомером/резистивомером Цель исследования: Определить приток/приемистость каждого отдельного интервала Определить обводненность каждого интервала (при наличии влагомера) Те же что и у термометрии (наличие заколонных перетоков, целостность колонны и НКТ) Нагревательный элемент Термометр t1 t2 t2

• 
  Слайд 10
  

  Кривые восстановления/падения давления (определение проницаемости, пластового давления, скин фактора и др. наиболее информативное)

  Замер динамики изменения забойного давления непосредственно после остановки/пуска скважины

• 
  Слайд 11

  Гидропрослушивание(определение проницаемости, сообщаемости)

  Остановка нагнетательной скважины с одновременным замером динамики давления в соседних

• 
  Слайд 12
  

  Скважинные камеры

• 
  Слайд 13

  Основные этапы развития ГДИС

• 
  Слайд 14

  РАЗВИТИЕ ПРИБОРНОЙ БАЗЫ ГДИС (отставание практики от теории 5-10 лет)

• 
  Слайд 15

  Возможности современных ГДИС

• 
  Слайд 16

  Модель пласта (Грингартен)

• 
  Слайд 17

  НАУКА И ЖИЗНЬ«РЕКЛЕ» (режем, клеим)

• 
  Слайд 18

  КТО АРБИТР?«Что делать?»

• 
  Слайд 19

  РАЗЛИЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ «ВИДЯТ» РАЗЛИЧНЫЕ МАСШТАБЫ

• 
  Слайд 20
  

  ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙПЕРТОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ Объем исследований: V=V1N1 V1=10-4М3– объем образца; N1=150 - кол-во образцов;  1,5·10-2 м3 Точность петрофизических исследований очень высокая.

• 
  Слайд 21

  ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ

  Объем исследований: V=2πR2НсрN2 R = 1 м – радиус исс-ний; Hср=10 м – средняя __ ___мощность; N2=100 - кол-во скважин;  6·103 м3 Главное достоинство геофизических исследований – детальность описания разрезов скважин.

• 
  Слайд 22
  

  Объем исследований: V=2πR2НсрN2 L3=150 м – радиус исс-ний; Hср=10 м – средняя мощность; N2=10 - кол-во скважин;  12·106 м3 ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ Достоверность - прямые измерения фильтрационных свойств пласта, осредненных по призабойной зоне.

• 
  Слайд 23
  

  Временной сейсмический разрез Увязка скважинных данных и сейсморазведки СЕЙСМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ Сейсморазведка сама по себе несет очень большой объем полезной информации и используем мы, как правило, лишь небольшую ее часть. Обработка направлена на то, чтобы временной разрез выглядел подобно геологическому. При этом нельзя забывать, что он остается по-прежнему только волновым полем со своими особенностями.

• 
  Слайд 24
  

  Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая /IPR), основанное на законе Дарси, является прямой линией (для нефтяной скважины). IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (Pr) и атмосферным давлением (Pатм). Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины (qmax). Дебит при забойном давлении, равном среднему пластовому давлению, равен нулю. Pr Pатм qmax 1 Наклон = коэфф. продуктивности (PI) Индикаторная кривая (IPR)

• 
  Слайд 25
  

  Пример : Построение индикаторной кривой (IPR). 1)Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max). 2)Построить индикаторную кривую (IPR). 3)Определить коэффициент продуктивности (PI).

• 
  Слайд 26
  

  Pr = qomax Замер и построение индикаторной диаграммы

• 
  Слайд 27

  Диаграмма Вогеля

  Вогельсмоделировалпроизводительность огромного количества скважин с пластовым давлением ниже давления насыщения (Pb), и построил график зависимостиPwf/Prи qo/qmax. Вогельпредставил на графике данные, используя следующие безразмерные переменные: и Кривая Вогеля

• 
  Слайд 28
  

  ДиаграмаВогеля для притока, пластовое давление ниже давления насыщения, P

• 
  Слайд 29

  КВД/КПД: Что такое прямые и обратные задачи

  29

• 
  Слайд 30
  

  30 Если известны Вх и Вых, необходимо найти С. ИДЕНТИФИКАЦИЯ обратная задача, неединственное решение Диагностика модели: например Вх = 1, 2, 3, Вых = 6, Какой знак у С? С = + или *

• 
  Слайд 31
  

  31 Если известны Вх и С, необходимо найти Вых КОНВОЛЮЦИЯ прямая задача, единственное решение Модельный прогноз: например Вх = 1, 2, 3, С = + Чему равно Вых? Вых = 6

• 
  Слайд 32
  

  32 Если известны Си Вых, необходимо найти Вх ДЕКОНВОЛЮЦИЯобратная задача, неединственное решение Конверсия: например Вых = 6, С = + Чему равно Вх? Вх = (1и5) или (4и2) или (3и3)

• 
  Слайд 33
  

  33 ШАГ 1: ПОДБОР МОДЕЛИ Необходимо найти МОДЕЛЬС’, поведение которой близко к характеристикам пласта С гдеВых’ качественно схожа сВых Обратная задача, неединственное решение. Для повышения достоверности интерпретации необходимо: увеличивать длительность исследования, привлекать результаты других предыдущих исследований, - предварительно сделать расчеты на различных моделях, - привлечь данные геофизики, геологии, петрофизики и т.п. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

• 
  Слайд 34

  Идентификация МОДЕЛИ это и есть способ решение обратной задачи

  34 10 -2 10 -1 10 0 10 1 10 2 10 -2 10 -1 10 0 Необходимо подобрать режим течения жидкости обеспечивающий такой вид кривых. Кривая log-log P(t) Ее производная

• 
  Слайд 35
  

  35 ШАГ 2: ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ МОДЕЛИ Необходимо определитьзначения параметров МОДЕЛИС’, при которыхрасчетный Вых’близок/стремиться кВых Прямая задача, единственное решение. Для ее решения можно использовать любой метод: метод касательных, - типовые кривые или диагностические графики, - методы нелинейной регрессии. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

• 
  Слайд 36
  

  36 ШАГ 3: ПРОВЕРКА «УСТОЙЧИВОСТИ» ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ О СИСТЕМЕ Анализ данных в безразмерных переменных. Сопоставление результатов с данными других исследований. Привлечение косвенных данных (геология. геофизика, петрофизика и т.п.). Привлечение здравого смысла (оценка параметров по порядку величин). ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

• 
  Слайд 37

  Что такое модель и как мы ее выбираем?

  37

• 
  Слайд 38
  

  Физическая МОДЕЛЬопределяет характеристики прискважинной зоны, неоднородности пласта в радиусе исследования и условия на границе этой области.

  38

• 
  Слайд 39
  

  Пример выбора физической МОДЕЛИ из сопоставления с данными других исследований

  39

• 
  Слайд 40
  

  40 (КВД) Pws Pi Время Ранние времена (преобладание скв. эффектов) Средние времена (преобладающее влияние пласта) Поздние времена (влияние гр.условий) Pwf Проявление физических характеристик МОДЕЛИ во время исследования

• 
  Слайд 41

  Уравнение пьезопроводности

  где p – пластовое давление; r – радиальное расстояние от точки наблюдения до скважины; t – время; η = k/φµct – коэффициент пьезопроводности; k – проницаемость; φ – пористость; µ – вязкость; ct = φco+ crобщая сжимаемость системы 41 Закон Дарси Уравнение неразрывности Уравнения состояния Уравнение пьезопроводности

• 
  Слайд 42

  Наука и жизнь.

  Когда справедлив закон Дарси? Течение ламинарное, Нет реакций с породой, Поток однофазный. Когда справедливо уравнение неразр-сти в диф. виде? Течение радиальное, Нет трещин, каналов, сопоставимых по размерам диаметром скв. Когда справедливо такое уравнение состояния? Флюид слабосжимаемый, Нет хим.реакций и фазовых переходов.

• 
  Слайд 43

  Вывод уравнения пьезопроводности

  Подставим закон Дарси и уравнение состояния в уравнение неразрывности Получим при условии слабой сжимаемости

• 
  Слайд 44

  Решение уравнения пьезопроводности

  Задача о пуске скважины в работу Интегрально-показательная функция

• 
  Слайд 45
  

  Решения уравнения пьезопроводности и есть математические МОДЕЛИ течений

  45 Функциональная связь безразмерного давления и безразмерного времени и является математической моделью, которая отражает режим течения. Она задается формулой или видом участка диагностической кривой. Плоское течение: В логарифмических координатах все решения имеют вид прямой. Прямая имеет два параметра (наклон и точка пересечения с осью), соответственно по ним можно определить только два параметра (k – S, k – Pr, kv/kh - L)

• 
  Слайд 46

  Запуск скважины в работу при постоянном дебите

  Недостатки: - Технически сложно поддерживать постоянный расход при пуске скважины - Колебания расхода приводят к «паразитным» изменениям забойного давления

• 
  Слайд 47
  

  Замер кривой восстановления забойного давления после остановки работы скважины Достоинства: Расход после остановки не меняется и равен нулю Недостатки: - Потери продукции скважины из-за ее остановки - Колебания расхода приводят к «паразитным» изменениям забойного давления

• 
  Слайд 48

  Запуск нагнетания жидкости в скважину

  Достоинства: Расходы нагнетания хорошо контролируются Недостатки: - Интерпретация данных осложнена наличием двухфазных потоков и возможным трещинообразованием

• 
  Слайд 49

  Остановка нагнетания и замер КПД

  Достоинства: - Широко применяемое исследование с «качественной» исходной информацией

• 
  Слайд 50

  Два типа диаграмм

  Метод касательной/ Miller-Dyes-Hutchinson

• 
  Слайд 51
  

  Диаграмма Horner

• 
  Слайд 52

  Диагностический график

  Использование производной Bourdet

• 
  Слайд 53

  Важность перекрытие потока на устье и забое при замере КВД

• 
  Слайд 54

  Типы индикаторных диаграмм

• 
  Слайд 55

  Влияние границ

• 
  Слайд 56

  Двойная пористость

• 
  Слайд 57

  Исследование горизонтальных скважин: режимы течения

  ВСС перекрывает первые радиальные режимы течения Проектирование ГДИС

• 
  Слайд 58

  Использование безразмерных переменных

  58

• 
  Слайд 59

  Палетка для грубой оценки режимов течения

  59

• 
  Слайд 60
  

  Методы интерпретации различаются координатами, в которых обрабатываются графики. Использование методов зависит от соотношения времен Т иt. Все методы основаны на линейной аппроксимации поэтому позволяют определить только два параметра (k,Pbили S). Необходимо помнить какой логарифм используется (натуральный или десятичный. 60 Основные правила интерпретации

• 
  Слайд 61
  

  Определите радиус исследований rinv для двух случаев: Высокопроницаемый нефтяной коллектор k = 100 мД φ = 0.25ct = 1.47 х 10-4 атм-1 µ = 0.8 спз t = 1 мин Газовый коллектор с малой проницаемостью и низким пластовым давлением k = 0.010 мД φ = 0.05ct = 2.939 х 10-3 атм-1 µ = 0.05 спз t = 168 часов 61 103 104 t=105 Фронт перераспределения давления Скважина Радиус исследований

• 
  Слайд 62

  ДИЗАЙН ГДИС

  62 Определите задачи исследования: - для определения скин фактора достаточно короткого исследования (периода остановки скважины) анализ неоднородного пласта требует длительного исследования. Оцените ожидаемые порядки значений параметров скважины и свойств пласта. Определите технологические характеристики исследования: - максимальную длительность исследования - расходные характеристики скважины перед остановкой - объем продукции скважины в период установившейся работы подберите оборудование, обеспечивающее максимальное количество информации в процессе исследования. Оцените технические ограничения по исследованию: - За какое время можно перекрыть поток где располагаются/можно расположить датчики давления. Оцените коэффициент влияния ствола скважины.

• 
  Слайд 63

  Подбор оборудования и планирование режимов работы

  Прогноз вероятно поведения давления: Saphir Excel … Выбор оборудования: Глубинный манометр … Минимизация возможных рисков: Стабильный режим работы соседних скважин Герметичность оборудования …. 63

• 
  Слайд 64

  Особенности Газодинамических исследований

• 
  Слайд 65

  Турбулентный поток газа

  Вблизи скважины в области высоких скоростей, при которых число Рейнолдса выше критического значения, гидравлическое сопротивление возрастает. Введем понятие скин фактора за счет турбулентности потока. Аналогия со скин фактором за счет загрязнения прискважинной зоны.

• 
  Слайд 66
  

  Задача о стационарном турбулентном притоке совершенного газа в скважину

• 
  Слайд 67

  Нелинейное уравнение пьезопроводности для газа

  Пусть пористость постоянная и введем сжимаемость газа: Подставим закон Дарси в уравнение сохранения массы:

• 
  Слайд 68

  Псевдо давление или потенциал скорости

  Введем потенциал скорости газа (вспомним функцию введенную Лейбензоном): Для реального газа преобразуем нелинейное уравнение пьезопроводности для газа к виду:

• 
  Слайд 69
  
• 
  Слайд 70

  Концепция турбулентногоскин фактора

  Из полученной ранее формулы Форхгеймера можно определить структуру турбулентного скин фактора. Общий скин фактор разделяется на две составляющие: механическую и турбулентную части.

• 
  Слайд 71

  Необходимы комплексные исследования: индикаторная диаграмма + КВД

  Метод установившихся отборов. По РД-153-39: скважина должна быть отработана на 4-5режимах прямого хода и одного обратного-оптимального. 71

• 
  Слайд 72

  Отличия от интерпретации КВД для нефтяных пластов

  Получены те же решения уравнения пьезопроводности, но в преобразованных переменных: потенциал скорости газа и псевдовремя. Следовательно при обработке данных и их интерпретации анализируются те же графики, но в других осях. Значение турбулентного скин фактора пропорционально массовому расходу, но параметр D зависит от проницаемости и времени, что не учитывается.

• 
  Слайд 73

  ВСЕ

• 
  Слайд 74

  Построение карты давлений

• 
  Слайд 75

  Исходные данные – Давления

  75 . Источники КВД/КПД ИД Замеры на остановленных скважинах FMT/RFT Возможные нюансы Недостаточное количество данных Непредставительная выборка Действия Построение карт пластового давления и расчет среднего давления по ним Использование аналитических методик оценки пластового давления

• 
  Слайд 76

  Оценка среднего давления

  76 Приведение данных к единому уровню Отбраковка недостоверных значений и коррекция интерпретации Построение карты пластового давления Оценка среднего пластового давления Метод материального баланса – одномерный метод все составляющие которого находятся в одинаковых условиях- давление на одном гидростатическом уровне- давление средне взвешенное по объему Объект МБ NBoi P

• 
  Слайд 77

  Приведение значений давления к базовому уровню

  77 Давления приводятся к одному уровню с помощью уравнения гидростатики При пересчете давления нужно следить за единицами измерения(уравнение в единицах СИ) В расчетах используется пластовое давление средне взвешенное по объему Средний уровень P1 P2 P3

• 
  Слайд 78

  Использование замеров пластового давления и их отбраковка

  78 Рмвн (250 м) = 208 атм Рмвн (ср.расст) = 182 атм Рi (Rдрен=900м) = 72 атм Р* (предположение беск. пласта) = 121 атм Рпосл(Rисл=275 м) = 175 атм Скв 300, КПД 05.05.2009 Причины появления некорректных или непредставительных замеров : Невосстановленные замеры Рпл Использование некорректной модели интерпретации Рпл Замеры по остаточному принципу Большой разброс пластовых давлений PR дрен Pзамер Pзаб

• 
  Слайд 79

  Оценка среднего пластового давления

  79 Корректная оценка пластового давления – среднее давление по карте Pпл - при существенном отличии порового объема занятого нефтью, среднее значение необходимо взвешивать на него - При наличии большого перепада давлений или их непредставительности, необходима дополнительная оценка пластового давления скважинах - Контроль исходных данных:(восстановленность, корректность интерпретации, заведомо неверные значения, например ниже забойного на добывающей скважине или ниже гидростатики на фонтанирующей)

• 
  Слайд 80

  Методы оценки пластового давления

  80 Анализ параметров работы скважин при смене насоса или штуцера Использование гидродинамической модели Анализ изменения давлены на соседних скважинах Х = Карта Рпл_созначениями навсей площади М= Рпл_замер/Рпл_модель Карта Рпл_модель

• 
  Слайд 81

  Пример карты с контрастными значениями давления

  81 Среднее давление в зоне отбора 255 кг/см2, в зоне закачки 490 кг/см2 Между зонами отбора и закачки наблюдается большой перепад давлений Существующие замеры преимущественно на добывающем и простаивающем фонде Среднее пластовое давление по замерам 287 атм, по карте 349 кг/см2 857 298 903 405 931 473 скважинадинамика Рпл скважиназамер Рпл скважинарасчет Рпл

• 
  Слайд 82

  Аналитические методы оценки пластового давления

  82 Основа метода: модифицированная формула ДюпюиНа забое скважины: В произвольной точке : Переход к суперпозиции нескольких скважинДавление для системы из 1 скв: Давление для системы из nскв: Линейная форма суперпозицииС1 = const С2 = const (Для заданной даты и группы скважин) Нахождение линейных коэффициентов С1 и С2Расчет в точках забоя скважин: Карта KHгео Карта KHэфф

• 
  Слайд 83

  Сравнение карт пластового давления

  83 Карта пластового (замеры+расчет + ИД) Карта пластового (замеры) Карта Рпл построенная с использованием дополнительных данных обладает лучшей детализацией при сохранении общего распределения значений