CC BY
24РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276
Е.А. Андаева1, e-mail: AndaevaEA@tatneft.ru
1 Геологический отдел НГДУ «Ямашнефть» (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).
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 пьезопрово-дность 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.
Ye.A. Andaeva1, e-mail: AndaevaEA@tatneft.ru
1 Geological department of Yamashneft OGPD (Almetyevsk, Republic of Tatarstan, Russia).
The method of on-line monitoring of bottom hole area condition for low-rate wells
Conditions of the field development in NGDU «Yamashneft», their influence on the bottom-hole zone condition, and also current methods of the reservoir characterization, their specifications and disadvantages are described in the report. Special graphic materials and diagrams were demonstrated, due to them with different ways you can determine such parameters as productivity, skin factor, permeability and piezoconductivity of the bottom-hole zone and long distance part of the reservoir, pollution radius. However we should mentioned that specification of field development (carbonate reservoir of complex structure, low capacity and consequently low fluid flow velocity, high viscosity, propensity to stable water-oil emulsion formation, low reservoir pressure, that leads to difficult bottom-hole flushing during its research, long production life) decreases informativeness of flowmetry measurements, highly increases research terms and also leads to oil shortage. The author offers to use his express-method for monitoring of the bottom-hole area conditions of the marginal well. This method allows to make research during the swabbing and define set of parameters that characterized the reservoir condition. Thais method has already been used in NGDU Yamashneft and showed the positive result, and also helped to solve next problems: to reduce well downtime by means of decreasing well testing period, to optimize expenses by means of reducing testing period, to figure out the condition
140
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
of the bottom-hole formation zone on the every level of well testing, decrease oil shortage, to plan extra events to bottom-hole treatment for its stimulation.
Keywords: bottom-hole zone, skin factor, express-method, permeability, reservoir characteristics, carbon emission factor\ pressure buildup curve, low capacity.
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 сква-
жины, 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;
2) низкие дебиты и, следовательно, невысокие скорости движения флюида в стволе скважины, высокая вязкость, склонность к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий существенно
снижают информативность потокоме-трических 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
Ссылка для цитирования (for citation):
Андаева Е.А. Метод оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебитных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 140-144. Andaeva Ye.A. The method of on-line monitoring of bottom hole area condition for low-rate wells (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 3, pp. 140-144.
ВНИМАНИЕ!
Открыта подписка на журналы «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» и «КОРРОЗИЯ «ТЕРРИТОРИИ «НЕФТЕГАЗ»! Журналы можно получать в России и в любой стране мира. Подписка оформляется с любого месяца!
ОФРМИТЬ ПОДПИСКУ ВЫ МОЖЕТЕ:
в редакции - по адресу 142784, г. Москва, Киевское ш., БП «Румянцеве», корп. Б, под. 5, эт. 5, оф. 505Б, издательство «Камелот Паблишинг», редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», Тел./факс: +7 (495) 240-54-57, e-mail: info@neftegas.info по каталогу Роспечати - подписной индекс 36129
СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ
по России: для стран СНГ:
(печатной версии) (в электронной версии) (в печатной версии)
1 номер любого журнала..... 2000 руб........ 1900 руб.......... 2400 руб.
б номеров ТНГ................. 12000 руб...... 11400 руб........14400 руб.
12 номеров ТНГ................ 24000 руб...... 22800 руб........ 28800 руб.
15 номеров ТНГ+КТНГ......... 30000 руб...... 28500 руб........ 36000 руб.
ДР' __________ 1 час | 1 hour i j i ^^ m
.....•• I
LogAt
ДР ' i
i**""" * 1 час j % 1 hour v ! ......
1 A,(tP+At) 9 At
Рис. 1. Полулогарифмический график метода Миллера - Дайса - Хатчинсона Fig. 1. Semigraphic diagram of the Miller - Dice - Hutchinson method
Рис. 2. График метода Хорнера Fig. 2. Horner's method diagram
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 коллек-торские 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
I ЭТАП STAGE I
Исследование скважины Well survey
II ЭТАП STAGE II
ОПЗ Bottom hole area treatment
III ЭТАП STAGE III
Освоение скважины Well testing
IV ЭТАП STAGE IV
Исследование скважины Well survey
V ЭТАП STAGE V
Запуск скважины в
работу Well commissioning
Рис. 3. Существующая схема проведения МУН на скважине и ее освоения Fig. 3. The existing EOR diagram for the well and its development
I ЭТАП STAGE I
Исследование скважины Well survey
II ЭТАП STAGE II
ОПЗ Bottom hole area treatment
III+IV ЭТАПЫ STAGE III+IV
Освоение скважины + Исследование скважины Well testing+well survey
V ЭТАП STAGE V
Запуск скважины
в работу Well commissioning
Рис. 4. Предлагаемая схема проведения МУН на скважине и ее освоения Fig. 4. Proposed EOR implementation diagram for the well and its development
ГОТОВЫЕ АПАРТАМЕНТЫ С МЕБЕЛЬЮ И ТЕХНИКОЙ ОТ 5,5 МЛН РУБЛЕЙ*
+7 495 641 35 35
www.msk.yesapart.ru
^ 7 минут от м. «митино»
бизнес-центр класса «в+»
доходные программы
комплексный комфорт
ОФИС ПРОДАЖ
москва. м. «митино»
пятницкое шоссе, 21
москва, м. «митино»
митинская улица, 16
•ПОДРОБНОСТИ В ОФИСЕ ПРОДАЖ ГК ПИОНЕР
УК
апарт-отель
Таблица. Данные, полученные при опробовании экспресс-метода во время освоения после закачки КСМД Table. The data obtained at the rapid testing during the testing after long action acid fluids injection
Метод вычисления Calculation method Сроки проведения исследования Terms of investigation K, м3/сут./ат. K, m3/day/at. % расхождения Deviation %
Экспресс-метод Rapid testing 3 дня освоения 3 days of testing 0,25 16
По Хорнеру by Horner 3 дня освоения + вторичное исследование по КВУ (5 дней) 3 days of testing+additional survey by CEF (5 days) 0,21
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 ДР-^.
Схема 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.
Данный 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;
Литература:
1. Смыков В.В., Халимов Р.Х., Саетгараев Р.Х., Разетдинов Р.М., Ханнанов М.Т., Курамшин Ю.Р. Особенности организации добычи нефтей при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Ижевск: Изд-во ООО ИД «АЛЬФА», 2013. 486 с.
2. Анализ динамических потоков: учеб. пособие, вып. 4.10.01. КАППА, 1988-2009.
References:
1. Smykov V.V., Khalimov R.Kh., Saentgaraev R.Kh., Razetdinov R.M., Khannanov M.T., Kuramshin Yu.R. Features of oil production organization during the field development with hard-to-recover reserves [Osobennosti organizacii dobychi neftej pri razrabotke mestorozhdenij s trudnoizvlekaemymi zapasami]. ID ALFA LLC Publishing House, Izhevsk, 2013, 486 pp.
2. Dynamic flow analysis [Analiz dinamicheskih potokov]. Instructional guidance, rev. 4.10.01. KAPPA, 1988-2009
