что такое квд в нефтянке
Что такое квд в нефтянке
Кривые восстановления давления ( КВД ) регистрируются после закрытия добывающей скважины. Эти кривые могут быть введены в компьютер вручную с помощью встроенного редактора (после оцифровки аналоговых кривых), перенесены через Буфер Обмена из других приложений Windows (Excel, Word и т. д.), импортированы из текстовых файлов (в случае цифровой регистрации).
В зависимости от технологии проведения испытаний, КВД могут обрабатываться методами Хорнера (после непродолжительного притока, недостаточного для полного формирования воронки депрессии и установления стационарного режима) или касательной (после длительной работы на установившемся режиме). Эти методы позволяют рассчитать коэффициент гидропроводности удаленной зоны пласта, оценить состояние прискважинной зоны (скин-фактор и коэффициент призабойной закупорки), а метод Хорнера позволяет также определить текущее пластовое давление.
Пользователь может непосредственно на графике выбрать участок кривой для обработки, при необходимости скорректировать положение линии регрессии. Выбирая различные участки кривых, можно оперативно сравнить результаты различных вариантов обработки, оценить параметры участков пласта различной удаленности от скважины.
Представленная на рисунке графоаналитическая методика обеспечивает поэтапное выделение этих составляющих депрессии по КВД.
В результате по соотношению составляющих депрессии рассчитывается коэффициент динамической емкости, который позволяет оценить долю пустотности, приходящуюся на трещинную систему пласта. Таким образом, определяется соотношение первичной (межгранулярной) и вторичной (трещинной и кавернозной) пористости. Кроме того, метод Полларда дает оценку истинной проницаемости трещин, величины скин-эффекта и коэффициента заканчивания скважины.
Для определения модели пласта и режима фильтрации в последнее время практикуют построение графиков давления и производной давления в билогарифмических координатах. Для дифференцирования КВД применяется специальный алгоритм с переменной степенью сглаживания. Пользователь может регулировать степень сглаживания, чтобы получать незашумленные и неискаженные кривые производной при различных временных интервалах и качестве замеров давления. Также можно оперативно исключить из расчетов отдельные недостоверные точки или участки кривых. Такие интерактивные манипуляции позволяют получить качественную кривую производной.
В нашей системе для учета «послепритока» используется модель, предполагающая экспоненциальный характер затухания дебита «послепритока» после закрытия скважины. Такая модель приемлема в большинстве случаев и позволяет избежать значительных погрешностей, которые возникают при попытках оценить «послеприток» дифференцированием фактических кривых. Автоматическим подбором показателя затухания дебита ( Альфа ) добиваются линейности кривой, исправленной за «послеприток», на всем протяжении, включая ранние и поздние времена. Чтобы оценить качество обработки, модельная кривая (рассчитанная по определенным параметрам пласта и «послепритока») совмещается с фактическими замерами.
Гидродинамические исследования скважин
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.
Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).
Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.
Содержание
Методы ГДИС
Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).
Испытатель пластов на трубах (ИПТ)
Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).
ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:
Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.
Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.
Кривая восстановления давления (КВД)
Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.
Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).
Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.
Кривая восстановления уровня (КВУ)
Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.
Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.
Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.
Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).
Индикаторные диаграммы (ИД)
Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.
Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.
Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).
Гидропрослушивание
Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.
Гидродинамические исследования фонтанных нефтяных скважин с регистрацией кривой восстановления давления
1.1 Общая характеристика метода
Исследования работающей с постоянным дебитом фонтанной скважины путем регистрации КВД являются одним из наиболее информативных методов изучения энергетического состояния и фильтрационно-емкостных свойств пласта, границ резервуара, анизотропии коллектора в пласте и окрестности скважины, состояния призабойной зоны.
К преимуществам исследований фонтанных скважин методом регистрации КВД относятся простота регулирования режима работы скважины путем изменения диаметра дискретного штуцера или смены штуцеров, отсутствие технических сложностей доставки приборов на забой.
Несмотря на простоту проведения исследований фонтанных скважин, информативность и качество результатов зависят от многих составляющих. При планировании и анализе исследований фонтанных скважин методом регистрации КВД требуется учет различных особенностей объекта: пластового давления, фильтрационно-емкостных свойств пласта и состояния призабойной зоны, глубины скважины, газосодержания и давления насыщения нефти, наличия внешних границ — разломов, выклинивания пластов и др. Данные параметры влияют на время восстановления давления, длительность послепритока и выхода КВД на диагностическом графике на участок радиальной фильтрации, поведение диагностического графика при наличии внешних границ пласта или влиянии окружающих скважин, а следовательно, определяют выбор оптимальной технологической схемы ГДИ по способу закрытия скважины — на устье или забое.
Исследования методом регистрации КВД проводятся по одноцикличной и многоцикличным технологическим схемам. Основной технологической схемой по способу закрытия скважины является закрытие на устье. Поэтому в скважинах с многофазной продукцией и высоким газосодержанием процесс заполнения колонны после остановки может быть достаточно продолжительным, что приводит к наложению на диагностическом графике участка ВВС на участок радиальной фильтрации. Этот эффект наиболее сильно проявляется в глубоких скважинах с большим объемом ствола в интервале разгазирования нефти.
1.2 Компоновка скважинного и устьевого оборудования для ГДИ
На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при исследовании фонтанной скважины методами КВД, ИД, КСД.
Рис. 1. Схема компоновки оборудования и измерительных приборов при исследовании фонтанных скважин методами КВД, ИД, КСД:
1 — автономные глубинные манометры-термометры, 2 — каротажный кабель или проволока, 3 — задвижки, 4 — план-шайба, 5 — превентор, 6 — лубрикатор, 7 — каротажный подъемник или исследовательская машина с проволокой, 8 — образцовый и электронный устьевые манометры, 9 — газосепаратор, 10 — диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), 11 — расходомер
1.3 Технологическая схема исследований
Исследования методом регистрации КВД проводятся по одноцикличной и многоцикличным технологическим схемам. Основной технологической схемой по способу закрытия скважины является закрытие на устье. Поэтому в скважинах с многофазной продукцией и высоким газосодержанием процесс заполнения колонны после остановки может быть достаточно продолжительным, что приводит к наложению на диагностическом графике участка ВВС на участок радиальной фильтрации. Этот эффект наиболее сильно проявляется в глубоких скважинах с большим объемом ствола в интервале разгазирования нефти.
Минимизировать отрицательное влияние газа удается при использовании технологической схемы с закрытием скважины на забое путем герметизации затрубного пространства пакером и перекрытия притока из пласта клапаном-отсекателем. Исследования с закрытием на забое выполняются со специальным многофункциональным оборудованием DrillSteаm Test, состоящим из скважинной компоновки и устьевого оборудования.
На рисунке 2. схематично показаны основные элементы скважинной компоновки DrillSteаm Test. Скважинная компоновка DST включает колонну, состоящую из нескольких элементов: клапанов для тестирования герметичности погружного оборудования, прямой и обратной промывки; приборов, контролирующих точную посадку пакера в стволе; перфоратора с перфораторными зарядами, приводимого в действие избыточным давлением либо сбросом в колонну труб металлического прута; приборов для регистрации давления, температуры и др.
Рис. 2. Схема скважинной компоновки DrillSteаm Test (DST) для исследования скважин с закрытием на забое:
1 — фонтанная арматура, 2 — трубы, 3 — телескопический переводник, 4 — трубы, 5 — резервный циркуляционный клапан, 6 — главный циркуляционный клапан, 7 — переводник, 8 — трубный держатель манометров, 9 — гидравлический ясс, 10 — предохранительный переводник, 11 — пакер, 12 — фильтр, 13 — инициирующая головка, 14 — перфоратор, 15 — заглушка
и др. Устьевое оборудование состоит из следующих узлов: испытательной арматуры на рабочее давление 103.5 МПа и температуру от –29 до 177 °С; системы аварийного закрытия с отдельным автономным манифольдом гидроуправления, подающим давление на гидравлическую задвижку фонтанной арматуры; штуцерного манифольда с портами для измерения давления и температуры; теплообменника для подогрева потока скважинного флюида; нефтяного и газового манифольда; трехфазного сепаратора; вертикальной калибровочной емкости объемом 16 м 3 ; перекачивающего насоса для жидкости; горелки с системой дистанционного розжига; насоса для закачки химреагентов; лаборатории с системой сбора и обработки данных.
Преимущества применения оборудования DST заключаются в возможности проведения за один спуск компоновки нескольких технологических операций, включая промывку, перфорацию скважины, гидродинамические исследования, кислотную обработку и регистрацию КВД с закрытием скважины на забое.
При проведении исследований методом регистрации КВД должны соблюдаться следующие требования:
Литература
Внимание!
На сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» приведены результаты интерпретации исследований фонтанных нефтяных скважин с регистрацией КВД в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС» (файлы интерпретации, краткий отчет).
Исследование скважин методом восстановления давления (снятие КВД)
Исследование скважин методом восстановления давления (снятие КВД)
I. Причины проведения исследования
Для снятия КВД (кривой восстановления давления) требуется остановить на некоторое время добывающую скважину, которая уже работала с постоянным дебитом. В ходе исследования производится запись забойного давления Pзаб как функция времени проведения испытания.
Интерпретация результатов исследования проводится с помощью графика Хорнера (см. Рис. 1), координатами на котором являются зависимость забойного давления от 
, где 
— период работы скважины до начала испытания, 
— время проведения испытания.
Снятие КВД позволяет определить следующие характеристики пласта:
проницаемость 
; коэффициент продуктивности Кпр; скин-фактор 
; среднее пластовое давление 
.
II. Проектирование испытания
Проектирование испытания проводится для оценки продолжительности исследования, достаточной для единственной интерпретации результатов, и для обоснования целесообразности проведения исследования.
Продолжительность исследования должна быть больше времени действия эффекта послепритока (или эффекта сжимаемости жидкости в стволе скважины) tws (см. 2.1. ), чтобы можно было провести единственную прямую через значения давления на графике Хорнера во время периода бесконечного действия (infinite acting period).
После прекращения эффекта послепритока рекомендуется продолжать испытание в течение 1.5 логарифмических циклов на графике Хорнера. Один логарифмический цикл – это участок на оси графика с логарифмической шкалой с длиной, равной расстоянию по оси между значениями 10n и 10n+1.
2.1. Предварительная оценка эффекта послепритока
· Коэффициент послепритока 
в м3/атм определяется по формуле:
площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2;
плотность пластовой жидкости, кг/м3;
Рис. 1. Пример интерпретации КВД по методу Хорнера.
· Продолжительность эффекта послепритока определяется по следующей формуле:
С коэффициент эффекта послепритока, м3/атм;
k предварительное значение проницаемости (например, взятое из данных похожих месторождений или других исследований);
h эффективная мощность пласта, м;
2.2. Время окончания периода бесконечного действия 
.
Прямолинейный участок на графике Хорнера продолжается до момента — время окончания периода бесконечного действия, когда начинается влияние границ пласта.
· Время окончания периода бесконечного действия в часах вычисляется по следующей формуле (для вертикальной скважины в центре цилиндрической зоны дренирования):
ct коэффициент общей сжимаемости, атм-1;
rвнеш внешний радиус зоны дренирования, м;
k предварительное значение проницаемости, мД.
Проводить снятие КВД до времени окончания периода бесконечного действия не всегда необходимо, но выдержать скважину в течение 1,5 логарифмических циклов после окончания эффекта послепритока рекомендуется.
Для более сложных форм зоны дренирования (нецилиндрических) выражение для определения времени окончания бесконечного действия следующее (обозначения см. в 4.7. ):
2.3. Обоснование необходимости исследования скважины методом КВД:
- Сравнение времени tws и teia:
Продолжительность исследования обязательно должна превышать продолжительность действия эффекта послепритока.
- Оценка объема и стоимости нефти, которая могла быть добыта за период остановки скважины на исследование;
общий 
средний дебит скважины до проведения исследования, м3/сут;
стоимость нефти, руб./т.
на прямолинейном участке КВД на графике Хорнера:
— оцененная продолжительность исследования, соответствующая прямолинейному участку КВД на графике Хорнера.
; не менять режимов на соседних скважинах.
) и MБХ-кривые (для определения среднего пластового давления 
за время снятия КВД:
дебит скважины до остановки на начала испытания, м3/сут;
— угол наклона прямого участка КВД к логарифмической шкале на графике Хорнера (см. Рис. 1).
из графика Хорнера:
по логарифмической шкале на графике Хорнера (см. Рис. 1).
получено на прямом участке КВД в точке, соответствующей одному часу после остановки скважины. Если КВД не стабилизировалась за 1 час после начала испытания, то необходимо экстраполировать прямой участок КВД в обратную сторону до времени 
час после начала испытания (см. Рис. 1).
:
:
Вычисление эффективности притока:
значение из таблицы для наиболее подходящей зоны дренирования;
площадь области дренирования;
и 
:
с помощью МБХ-графиков. МБХ-кривые всех типов для разных зон дренирования есть в Приложении 4.
вязкость, сантипуаз;
пористость;