Гидродинамические исследования

Гидродинамические исследования скважин – комплекс работ, позволяющий получить сведения о текущих фильтрационных и геометрических параметрах пластов-коллекторов, насыщенных нефтью, водой, газом, газоконденсатом. Результаты исследований являются составной частью осуществления процесса контроля разработки месторождений, например, при гидродинамических исследованиях кроме определения фильтрационных свойств осуществляется контроль изменения величины пластового давления, состояния околоствольной части коллектора, выбирается оптимальный режим работы скважин и пр.

«Нефтьсервисхолдинг» проводит как устьевые и глубинные исследования скважин всех категорий скважин, диагностику глубинно-насосного оборудования действующего фонда, мониторинг и анализ состояния разработки месторождений и добывных возможностей скважин, а также полный комплекс гидродинамических исследований (КВД, КВУ, КПД, ИД, гидропрослушивание и пр.), определение величины пластового и забойного давлений. Реализуем проекты с индивидуальным подходом для наилучшего исследования скважин и получения информации о потенциале месторождения.


Компания – исполнитель

инженерно-технический центр высоких компетенций

Исследование добывающих скважин глубинными манометрами

Исследования нефтяных и газовых фонтанных скважин, выполняются глубинными манометрами, спускаемых в скважину на период исследования (КВД, КСД, ИД, гидропрослушивание).

Исследования скважин механизированного фонда выполняется глубинными манометрами, спущенными одновременно с ГНО при проведении КРС на весь межремонтный период скважин, связь с такими манометрами осуществляется посредством геофизического кабеля. Передача информации с таких манометров может осуществляться как по каналам электронной связи через интернет (онлайн подключение), так и в ручном режиме при периодическом подходе обслуживающего персонала к скважине. Массив полученных данных загружается непосредственно в базу данных Заказчика, а также используется при формировании цифровых моделей скважин для оперативного управления добычей.
Для минимизации влияния эффекта объема ствола скважины при исследовании скважин на нестационарных режимах фильтрации (КВД, КСД), в скважину при проведении КРС может быть установлен управляемый клапан, позволяющий исключить указанный эффект на процесс восстановления давления и, таким образом, сократить время проведения ГДИС.


Исследование нагнетательных скважин

Исследование нагнетательных скважин выполняется глубинными манометрами (метод КПД). При работах по исследованию нагнетательных скважин «Нефтьсервисхолдинг» применяет оборудование для установки глубинных манометров в лифте скважин (автоотцепы). Это позволяет снизить риски, возникающие при использовании проволоки (обрыв приборов из-за коррозии проволоки при постоянном воздействии на нее окружающих сред, ее дефектов и др.), сократить количество используемого устьевого оборудования (шлюз для спуска прибора в скважину под давлением).


Определение профилей притока/приемистости скважин

Определение профилей притока и приемистости необходимо для распределения добываемого и закачиваемого флюида по мощности исследуемого горизонта. Метод исследования базируется на высокочувствительной термометрии, полученные данные используются для анализа разработки: прогнозирования продвижения фронта закачиваемых вод, оценки текущего коэффициента нефтеотдачи раздельно по пластам и т.д.


Исследование газовых и газоконденсатных скважин

Исследования включают в себя применение установок для освоения, добычи и исследования нефтяных и газовых скважин БУОС (блочная установка освоения скважин) и МГСУ (мобильная двухступенчатая газосепарационная установка комбинированного типа). Оборудование позволяет исследовать текущие газоконденсатные и физико-химические характеристики скважинного флюида, определять термобарические и фильтрационные параметры продуктивного пласта, дебиты газа, конденсата, воды, проводить PVT исследования и выбирать оптимальный режим работы скважины


Определение дебита скважин

Замер общего дебита скважины и разделение потока на фазы (нефть, газ, вода) с замером дебита каждой фазы и последующим расчетом текущего газового фактора выполняется с помощью установки замера дебита жидкости и газа АСМА-Т.

При невысоких газовых факторах предприятием используется запатентованная методика определения дебита скважины методом сжатия.
Замер дебита газовых скважин и отделение жидкой составляющей потока выполняется с помощью передвижных сепарационных установок: БУОС (блочная установка освоения скважин) и МГСУ (мобильная двухступенчатая газосепарационная установка комбинированного типа)


Отбор глубинных и поверхностных проб

Для отбора глубинных проб используются проточные пробоотборники с электронным управлением, что повышает качество проводимых работ – фиксируются давление и температура на глубине и в момент отбора пробы, отбор пробы происходит именно тогда, когда это необходимо. Отбор проб газоконденсатных скважин выполняется с помощью газового сепаратора – отбираются пробы газа, газоконденсата при давлении сепарации, с дальнейшим анализом и определением состава и PVT-свойств газоконденсатной смеси в пластовых условиях.


Исследование скважин механизированного фонда

Исследование проводится методом установившихся отборов с замером дебитов жидкости с применением мобильной установки по выводу скважин на режим (МУВР) с установкой замера дебита жидкости и газа АСМА-Т. Преимущество метода – в получении расчетных параметров работы пласта без остановки скважины, выборе оптимального режима работы скважины. Исследования скважин механизированного фонда не оборудованных датчиками ТМС или манометрами, расположенными на приеме насоса, выполняются с помощью автоматических уровнемеров, позволяющих определить уровень флюида в затрубном пространстве скважины и рассчитать забойное давление на любую приведенную глубину (регистрация КВУ).


Анализ и интерпретация гидродинамических исследований скважин

На основании данных, полученных при гидродинамических исследованиях полевыми партиями, а также данных с глубинных манометров, расположенных на приеме насоса и датчиков давления в ПЭД механизированных скважин (ТМС), предоставляемых Заказчиком, выполняется интерпретация ГДИС с целью определения фильтрационных параметры пласта, гидродинамической связи между скважинами и пластами, состояние околоствольной части коллектора (скин-фактор), величины пластового давления и пр. Кроме непосредственной интерпретации также выполняется ретроспективный анализ проведенных исследований, даются рекомендации по дальнейшему режиму работы скважин.
На основании постоянных данных о забойном давлении с манометров и датчиков ТМС выполняется анализ добычи, позволяющий прогнозировать и оценивать изменение количества добываемого сырья при интенсификации и воздействии на пласт и его околоствольную часть.
Перед проведением исследований интерпретационная служба составляется план и/или дает исполнителям рекомендации по проведению исследования. В процессе проведения КВД, КВУ и прочих ГДИС, интерпретационная служба ведет постоянный мониторинг текущего состояния исследований с целью минимизации потерь в добыче при остановке скважин (дает рекомендации на продолжение или окончание исследования), а также оптимизации времени работы полевых партий – даются рекомендации по следующей дате считывания и предоставления информации. При необходимости, перед проведением ГДИС выполняется тест-проект исследования, позволяющий оценить необходимую длительность регистрации ГДИС, как правило это исследования методом КВД, КПД и гидропрослушивание.
Интерпретация и анализ выполняется в современных программных продуктах КАППА – Сапфир, Топаз и Рубин (оболочка Ecrin_v.4.30 и KW_v.5.40), предприятие обладает более 10 постоянно обновляемых рабочих программных лицензий КАППА.


Кейсы

ООО «Газпром добыча Иркутск»

Создание и внедрение в производство мобильной газосепарационной установки комбинированного типа (МГСУ) для комплексных газодинамических и газоконденсатных исследований скважин

Для работы на Ковыктинском месторождении (недропользователь - ООО «Газпром добыча Иркутск») была разработана мобильная двухступенчатая газосепарационная установка комбинированного типа с уникальными характеристиками: рабочие давления до 20 Мпа, дебиты газа от 1 до 1 200 000 м3/сут., дебиты жидкости от 0,05 до 150 м3/сут., содержание сероводорода в скважинном флюиде до 4,5 %.
Читать полностью