КВД на фонтанирующей через затруб скважине

Последнее сообщение
Fess 41 13
Окт 11

Добрый день коллеги. Есть скважина, месяц как из бурения на которой требуется провести ГДИС с целью определить пластовое, скин. Ситуация осложняется тем, что скважина работает в режиме 3х3, три часа ЭЦНом, три часа фонтан через затруб. Затрубное давление 30-35 атм, давление опрессовки кабельного ввода 40 атм. Есть ТМС, но если мы закроем скважину на устье, то затрубное давление превысит давление опрессовки, а если не закроем то она будет фонтанировать. Возможно ли в этом случае провести более или менее качественное КВД? Например все таки не закрывая затрубную задвижку ждать пока она перестанет фонтанировать (Рпл ниже начального), а потом уже фиксировать рост.

 

 

pevgen 439 12
Окт 11 #1

Fess пишет:

Добрый день коллеги. Есть скважина, месяц как из бурения на которой требуется провести ГДИС с целью определить пластовое, скин. Ситуация осложняется тем, что скважина работает в режиме 3х3, три часа ЭЦНом, три часа фонтан через затруб. Затрубное давление 30-35 атм, давление опрессовки кабельного ввода 40 атм. Есть ТМС, но если мы закроем скважину на устье, то затрубное давление превысит давление опрессовки, а если не закроем то она будет фонтанировать. Возможно ли в этом случае провести более или менее качественное КВД? Например все таки не закрывая затрубную задвижку ждать пока она перестанет фонтанировать (Рпл ниже начального), а потом уже фиксировать рост.

 

 

Я бы дождался стабилизации режима фонтанирования после отработки насосом и обрабатывал режим через суперпозицию дебитов.

Fess 41 13
Окт 11 #2

Стабилизации режима скорее всего не будет. При росте забойного давления фонтанирование прекратится.

pevgen 439 12
Окт 11 #3

Fess пишет:

Стабилизации режима скорее всего не будет. При росте забойного давления фонтанирование прекратится.

Тогда пишите кривую притока, вытаскивайте из нее коэффициент продуктивности, оцените пластовое по ИК и забудьте про проницаемость и скин.

Fess 41 13
Окт 11 #4

pevgen пишет:

Тогда пишите кривую притока, вытаскивайте из нее коэффициент продуктивности, оцените пластовое по ИК и забудьте про проницаемость и скин.

[/quote]

А если при фонтанирующей работе скважины будет сидеть специально обученый человек =)), и записывать показания замерной максимально часто. И при интерпретации учесть, что первое время работы КВД, был дебит жидкости не ноль а по факту. В этом случае будет ли результат по гидропроводности сколько нибудь адекватным? Насколько я понял, в сапфире возможность таких интерпретаций заложена, но я сам опыта в такого рода обработках не имею.

Можно подробнее как в этом случае, оценить пластовое по ИК? Что считать вторым установившимся режимом?

pevgen 439 12
Окт 11 #5

Fess пишет:

pevgen пишет:

Тогда пишите кривую притока, вытаскивайте из нее коэффициент продуктивности, оцените пластовое по ИК и забудьте про проницаемость и скин.

А если при фонтанирующей работе скважины будет сидеть специально обученый человек =)), и записывать показания замерной максимально часто. И при интерпретации учесть, что первое время работы КВД, был дебит жидкости не ноль а по факту. В этом случае будет ли результат по гидропроводности сколько нибудь адекватным? Насколько я понял, в сапфире возможность таких интерпретаций заложена, но я сам опыта в такого рода обработках не имею.

Можно подробнее как в этом случае, оценить пластовое по ИК? Что считать вторым установившимся режимом?

[/quote]

Как бы часто не были записаны значения, они у вас будут лежать в области кривой, описываемой ВСС, вы не увидите участка кривой с фильтрацией по пласту.

Получив коэффициент продуктивности и имея точку забойное давление - дебит, проводите через эту точку кривую Вогеля с заданным наклоном. Пересечение с осью давлений и будет пластовым давлением.

Fess 41 13
Окт 11 #6

pevgen пишет:

Как бы часто не были записаны значения, они у вас будут лежать в области кривой, описываемой ВСС, вы не увидите участка кривой с фильтрацией по пласту.

Получив коэффициент продуктивности и имея точку забойное давление - дебит, проводите через эту точку кривую Вогеля с заданным наклоном. Пересечение с осью давлений и будет пластовым давлением.

 

Почему не увижу? Скважина перестанет фонтанировать, и будет обычная КВД с дебитом 0 м3/сут, пр условии достижения радиального режима течения все будет видно (мне так кажется).

А разве можно определить коэфф. продуктивности без пластового давления зная только забойное и дебит жидкости?

 

pevgen 439 12
Окт 11 #7

Fess пишет:

pevgen пишет:

Как бы часто не были записаны значения, они у вас будут лежать в области кривой, описываемой ВСС, вы не увидите участка кривой с фильтрацией по пласту.

Получив коэффициент продуктивности и имея точку забойное давление - дебит, проводите через эту точку кривую Вогеля с заданным наклоном. Пересечение с осью давлений и будет пластовым давлением.

 

Почему не увижу? Скважина перестанет фонтанировать, и будет обычная КВД с дебитом 0 м3/сут, пр условии достижения радиального режима течения все будет видно (мне так кажется).

А разве можно определить коэфф. продуктивности без пластового давления зная только забойное и дебит жидкости?

 

У вас на устье будет 0, на забое будет продолжаться приток в ствол скважины и еще вопрос по перетокам НКТ-затруб, поэтому выход на радиалку весьма и весьма сомнителен.

По кривой притока коэффициент продуктивности считается просто: объем притока/конечное давление минус начальное.

Zorg 595 13
Окт 11 #8

Из личного опыта точность ТМС пр-ва "Электон" и "Новомет" не позволяет интерпретировать КВД, вместо графика производной на билогарифмическом графике получается облако точек. 

Как вариант оценки начального пластового давления, посмотри давление на приеме насоса перед запуском ЭЦН. Думаю, будет точнее, чем пересчет по индикаторной линии, предложенный певгеном. Можешь сравнить два метода. Но предложенный мной вариант сработает, если при переводе скважины с бур раствора на жидкость заканчивания не использовали материалы, снижающие фильтрацию жидкости в пласт (карбонат кальция, например). Если эти материалы использовались, то гидростатическое давление столба жидкости в скважине перед запуском может быть выше начального пластового давления.

А что касается проницаемости и скина, то очень грубо их можно оценить, вычислив коэффициент продуктивности скважины. Проблема в том, что это уравнение минимум с двумя неизвестными: проницаемость и скин. Поэтому, чем-то надо будет задаваться. Можешь посмотреть проницаемость по ГИС (она абсолютная, надо перевести в эффективную) или по керну и, задашись этим числом, вычислить скин. Творческий подход, в общем.

pevgen 439 12
Окт 11 #9

В данном случае я на точность датчика даже не заморачиваюсь, потому что он меряет другой процесс, какая разница с какой точностью.

Fess 41 13
Окт 11 #10

Pevgen ->  вопросы по перетокам НКТ - затруб есть всегда при исследовании на ЭЦНах, но в данном случае скважина новая и я думаю, что обратный клапан герметичен. Также слив из НКТ влияет на длительность ВСС, если мы при этом достигнем радиального режима, то скин-фактор то все равно определить удастся как и КН/М. Про приток на забое скважины я не понял. Он ведь при любой остановке скважины будет? Я имею ввиду, что на обычной КВД с ТМС не осложненной трудностями как со скважиной в примере, существуют те же проблемы, но исследования проводятся и искомые параметры определяются.

Все же вопрос именно по моему случаю, я описал одно из возможных решений. Ваше мнение, что оно не годится, но с аргументами почему нет, пока не понятно.

 

Zorg -> Там еще есть зависимость от депрессии, чем она больше тем облако точек выглядит упорядочнее (в моем случае депрессия будет хорошая), и еще на некоторых ТМСах есть возможность простым (или сложным) перепрограммированием станций управления увеличить разрешающую способность до 0.1 атм. Марки не скажу, но наши электрики таким перепрограммированием реально этого добивались. То есть ты предлагаешь, вообще не проводить КВД с ТМС, а определять искомые параметры аналитическим путем? Такая возможность конечно есть. Но все же хотелось бы услышать мнения именно по проведению ГДИС на рассматриваемой скважине. Тоже считаешь, что не возможно как и pevgen?

 

pevgen 439 12
Окт 11 #11

Fess пишет:

Pevgen ->  вопросы по перетокам НКТ - затруб есть всегда при исследовании на ЭЦНах, но в данном случае скважина новая и я думаю, что обратный клапан герметичен. Также слив из НКТ влияет на длительность ВСС, если мы при этом достигнем радиального режима, то скин-фактор то все равно определить удастся как и КН/М. Про приток на забое скважины я не понял. Он ведь при любой остановке скважины будет? Я имею ввиду, что на обычной КВД с ТМС не осложненной трудностями как со скважиной в примере, существуют те же проблемы, но исследования проводятся и искомые параметры определяются.

Все же вопрос именно по моему случаю, я описал одно из возможных решений. Ваше мнение, что оно не годится, но с аргументами почему нет, пока не понятно. 

Ну давайте тогда начнем от Ветхого завета. Дело в том, что решение уравнения фиьтрации получено для скважины, работающей со стабильным дебитом. В граничных условиях решения полагается, что возмущение давления, вызванное такой работой скважины аппроксимируется логарифмической функцией с точностью до 1%.

В идеальных условиях восстановление давления после остановки скважины с первой секунды дает нам kh и скин.

Поскольку условия у нас не идеальные, то первый участок кривой скрыт послепритоком в ствол скважины, который определяется степенью сжимаемости флюида. Чем выше сжимаемость флюида, тем дольше длится ВСС и тем дальше по пласту у нас должна уходить волна давления, для того чтобы потом при исследовании мы могли зафиксировать радиальный поток, т.е. время работы скважины до исследования должно увеличиться.

Теперь смотрим на вашу скважину:

  1. Дебит не стабильный, подергушки скважины через 3 часа приводят к локальным возмущениям давления с последующей интерференцией волн в пласте, почитайте книжки по самопрслушиванию скважины, там этот механизм описан.
  2. Вы не закрываете ствол скважины, увеличивая время ВСС, к тому же еще не известно есть влияние на ВСС от стока флюида из НКТ или нет.
  3. Короткие периоды работы скважины не дают возможности сформироваться воронке депрессии, следовательно о плоско-радиальном потоке остается только мечтать, а нет потока - нет выхода на радиалку в процессе исследования.

Возможные варианты исследования:

  1. Оценка Рпл по данным ТМС после остановки+ИК через Кпрод.
  2. Запись кривой притока для получения Кпрод.
  3. Интерпретация кривой притока по палеткам slug-test для приближенной оценки проницаемости и скина.

Все это гольное ИМХО.

Вы вправе провести то исследование, которое считаете нужным, но для чего тогда вопрос на форуме?

Fess 41 13
Окт 11 #12

Вопрос на форуме для того чтобы узнать какие мнения кроме моего еще существуют. Ваше сразу было не совсем понятно, поэтому я и задавал дополнительные вопросы, чтобы его уточнить. Оно кстати и сейчас мне понятно не до конца. В частности по поводу определения Кпрод "По кривой притока коэффициент продуктивности считается просто: объем притока/конечное давление минус начальное." То есть К прод можно определить в любой скважине просто остановив ее на пол часика и зафиксировав рост давления? Соответствено и Рпл потом по этому Кпрод можно определить, просто подставив найденный Кпрод и тех. режимные параметры в закон Дарси? Тогда зачем все заморачиваются и останваливают скважины на продолжительный период? Скин и проницаемость для большинства скважин у нас (все нафиг обводненно) особо не требуются. Опять же ИК это исследование для установившихся режимов, а вы сами пишите, что он не установившийся. Короче не понятно.

По поводу Ветхого завета спасибо конечно =))). Но я там где то выше уже писал, что сапфир вроде как заявляет, что может интерпретировать и не установившийся режим, таким образом и стабильность дебита жидкости получается не является обязательным условием интерпретации. Это по пункту 1. По пункту 2 ВСС он всегда присутствует, однако исследования проводятся, параметры находятся (повторяюсь конечно). 3 пункт, если прочитать мое первое сообщение, о можно понять, что скважина не перестает работать, она отбирает и ЭЦНом и фонтаном, просто с периодами, но какой то дебит жидкости есть постоянно, по телеметрии примерно одинаковый.

Я вообще не настаиваю на своей версии, сам сомневаюсь честно говоря. Но чисто теоритически ничего не мешает вроде как.

Zorg 595 13
Окт 11 #13

2 pevgen: ИК у fess'а может и не получиться, т.к. ИК это исследование на установившихся режимах, а у него режим, скорей всего не установившийся: насос 3 часа работает, потом скважина 3 часа фонтанирует, после этого, видимо, 18 часов остановка. Так что, если он и построит некую индикаторную линию, по двум точкам (насос, фонтан), то она будет отражать неустановившиеся режимы. Соответственно, оценка среднего Рпл и Кпр по ИК может быть некорректной.

2 fess: Мы такие исследования пробовали проводить на механизированных скважинах с ТМС, работающих в периодическом режиме. Ничего не получалось. Очень плохое качество данных. Но ты все равно можешь попробовать, просто, если дашь скважине фонтанировать по затрубу, то этот период надо указать, как период работы. 

Fess 41 13
Окт 11 #14

3 часа фонтанирует, потом снова ЭЦНом отбирает.

Ну я так и предлагал с самого начала. А качество данных можно улучшить.

pevgen 439 12
Окт 11 #15

Fess пишет:

Вопрос на форуме для того чтобы узнать какие мнения кроме моего еще существуют. Ваше сразу было не совсем понятно, поэтому я и задавал дополнительные вопросы, чтобы его уточнить. Оно кстати и сейчас мне понятно не до конца. В частности по поводу определения Кпрод "По кривой притока коэффициент продуктивности считается просто: объем притока/конечное давление минус начальное." То есть К прод можно определить в любой скважине просто остановив ее на пол часика и зафиксировав рост давления? Соответствено и Рпл потом по этому Кпрод можно определить, просто подставив найденный Кпрод и тех. режимные параметры в закон Дарси? Тогда зачем все заморачиваются и останваливают скважины на продолжительный период? Скин и проницаемость для большинства скважин у нас (все нафиг обводненно) особо не требуются. Опять же ИК это исследование для установившихся режимов, а вы сами пишите, что он не установившийся. Короче не понятно.

По поводу Ветхого завета спасибо конечно =))). Но я там где то выше уже писал, что сапфир вроде как заявляет, что может интерпретировать и не установившийся режим, таким образом и стабильность дебита жидкости получается не является обязательным условием интерпретации. Это по пункту 1. По пункту 2 ВСС он всегда присутствует, однако исследования проводятся, параметры находятся (повторяюсь конечно). 3 пункт, если прочитать мое первое сообщение, о можно понять, что скважина не перестает работать, она отбирает и ЭЦНом и фонтаном, просто с периодами, но какой то дебит жидкости есть постоянно, по телеметрии примерно одинаковый.

Я вообще не настаиваю на своей версии, сам сомневаюсь честно говоря. Но чисто теоритически ничего не мешает вроде как.

Итак, еще раз а то я в танке. Если у вас скважина продолжает фонтанировать, то для чего там ЭЦН? Для случая постоянного фонтанирования я вам описал решение.

Стабилизация таки обязательна, потому как описание описанием, но устойчивость решения можно проверить только на стабильном режиме, иначе вы получите облако решений, которое вполне можно получить и без Сапфира, просто посмотрев на потолок. Это мнение у меня сложилось по итогам нескольких конференций, где люди поумнее меня пытались решить такую задачку.

Что касается определения Кпрод по кривой притока. Я не знаю целей проведения исследовний у вас, но по опыту работы, полученный таким образом коэффициент продуктивности довольно точно описывает поведение скважины, во всяком случае такой подход позволял мне подбирать УЭЦНы с погрешностью по дебиту в 10%, т.е. фактически с погрешностью тогдашних ЗУ.

В кривой притока важно регистрировать не просто рост давления, нужен  рост гидростатического давления с определением плотности притекающей жидкости.

Можно попытаться пойти по другому пути: стабилизировать работу скважины не отключая УЭЦН через три часа, пусть продолжает работать, тогда запуск с остановки даст нам тот самый заветный стабильный режим работы.

Fess 41 13
Окт 11 #16

По абзацам.

1. Скважина работает ЭЦНом, встает по газу, но в это время продолжает фонтанировать, забойное давление вырастает и снова включается ЭЦН и так по кругу.

2. нет комментариев.

3. Я знаю такой метод, в основном применим в освоенческих КВД. Но мы то говорим, про ГДИС на работающем ЭЦН. Для определения пластового давления, метод скорее всего не прокатит.

4. Если есть ТМС и есть возможность отбивать уровни эхолотом, то это совсем не проблема.

5. см пункт 1.

VIT 1124 15
Окт 11 #17

В данном случае для получение скина и kh, видимо, как и было предложено автором лучше делать КВД стравливая газ из затруба держа давление ниже 40 атм. При этом фиксировать получившийся дебит. Может и не получится полное КВД, но если дебит упадет в несколько раз то можно сделать интерпретацию как на ступенчатом режиме (step-rate) test.

Если нужен только Кпрод, то надо пытаться стабилизировать скважину всеми возможными способами что, как мне кажется, будет непросто в вашем случае. Самое простое (хотя маловероятно что получится) это попробовать зажать ЭЦН штуцером чтобы скважина не выходила на фонтан или хотя бы не отключалась по газу. Зажать одновременно затруб видимо не получится из-за давления.

*4) Эхолот в данном случае ничего хорошего показать не сможет - слишком много газа.

pevgen 439 12
Окт 11 #18

Fess пишет:

По абзацам.

1. Скважина работает ЭЦНом, встает по газу, но в это время продолжает фонтанировать, забойное давление вырастает и снова включается ЭЦН и так по кругу.

2. нет комментариев.

3. Я знаю такой метод, в основном применим в освоенческих КВД. Но мы то говорим, про ГДИС на работающем ЭЦН. Для определения пластового давления, метод скорее всего не прокатит.

4. Если есть ТМС и есть возможность отбивать уровни эхолотом, то это совсем не проблема.

5. см пункт 1.

1. Попытаться ограничить производительность ЭЦН, частотника я так понимаю нет. Можно попробовать поджать затруб штуцером, возможно срыва подач удасться избежать.

2...

3. Для ГДИС не важен способ эксплуатации, важно получить нужным режим движения жидкости по пласту.

4. Для оценки гидростатики погрешности эхолота слишком велики, к тому же не решен вопрос учета стока из НКТ, клапана не держат в 80% случаев, включая новые.

RomanK. 2164 13
Окт 11 #19

У меня вопрос, если все таки удастся провести исследование, какая ценность полученных результатов? Может не стоит заморачиватся и сделать проще. Там такое фазовое состояние безумное, что я не уверен ни в чем.

Go to top