Выбор вида и данных для составления программ ГДИС

Идеальный вид ГДИС с точки зрения техники и технологии должен проводиться в условиях, полностью со­ответствующих тем допущениям и предположениям, при которых выведено основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации (1) (см. «Номенклатуру основных символов...»), при которых ре­шалась прямая задача подземной гидромеханики для опре­деленной МПФС и получена точная и приближенные ос­новные расчетные формулы - ОРФ (методы без учета при­тока, Хорнера, простейших одномерных неустановившихся потоков, интерференции скважин и т.д.).

Так, идеальный вид ГДИС должен проводиться в невозмущенном пласте, предусматривать контроль-регист­рацию показаний с помощью высокоточного глубинного манометра изменения забойного давления и с выводом по­казаний на устье, в масштабе реального времени, после пус­ка или закрытия скважины на забое, с помощью забойных отсекателей и устройств.

Выбор конкретного вида ГДИС зависит от множест­ва взаимосвязанных факторов двух составляющих - пласта и ствола скважины. Факторы, характеризующие исследуемый пласт, касаются сведений о параметрах пласта (k, m, ц, h, на­личия пропластков и др.) и о работе скважины до проведения планируемого ГДИС (время пуска и остановок скважины, изменение дебитов и давлений во времени, сведения о близ-расположенных скважинах). Факторы, характеризующие за­бой скважины, поверхности фильтрации скважины и ее гид­родинамического несовершенства (полное или частичное вскрытие толщины пласта, наличие фильтра - интервал и тип перфорации, искусственных или естественные трещины с возможной вертикальной или горизонтальной ориентацией, оценка их протяженности, кальмотаж и т.д.).

Наконец, характеристика возможных режимов те­чения. Так, при ГДИС вертикальных скважин теоретически возможно последовательное проявление в хронологическом порядке (см. рис. 1.20):

1) в самые ранние, первые, начальные моменты времени -ВСС (ЛФП.СФП);

2) в промежуточный, переходный, момент времени - про­явление ЛФП, БЛФП, раннего РФП;

3) в третий период времени - РФП;

4) в поздние моменты времени - ПУРФП (псевдоустановившийся поздний радиальный фильтрационный поток -или влияние условий на внешней границе пласта).

Во многих случаях эти режимы течения могут ис­кажаться неоднородностью пласта, влиянием объема ствола скважины и эффектов в стволе (например, перераспределе­нием фаз флюидов и др.), влиянием условий на внешней границе пласта (перетоки, различной степени проницаемые и непроницаемые границы).

Идентификация этих режимов течения и времени их проявления (начала и конца интервалов времени) являет­ся ключевым моментом при интерпретации данных ГДИС, так как теоретически разработанные ОРФ для различных МПФС и различных режимов течения позволяют опреде­лять параметры пласта, предварительно оценив по фактиче­ским данным время начала и конца проявления этих режи­мов. Таким образом, желательно, чтобы продолжительность ГДИС по времени была достаточно длительной для прояв­ления максимально возможных режимов течения. При про­чих равных условиях, информативность длительных по времени ГДИС выше, чем непродолжительных.

Продолжительность по времени планируемого ГДИС можно приближенно оценить на основании расчетов, предполагая известными параметры пласта и выбрав оце­ночный вариант МПФС. Например, в качестве первого при­ближения для простейшей МПФС «бесконечного» одно­родного пласта в случае пуска скважины с постоянным де­битом q и работы в течение времени Т (снятия КПД) и по­следующего снятия КВД после остановки скважины поль­зуются соотношениями (1.28) и (1.36) - для «синтеза» гипо­тетических данных ГДИС. Рассчитывая различные вариан­ты для различных q (практически возможных для данной скважины и способа эксплуатации) и времени Т, получают серию вариантов, синтезированных КПД-КВД. Обрабаты­вая эти синтетические данные, например по методам без учета притока и Хорнера, оценивают общую продолжи­тельность исследований и составляющие (q и Т), которые обеспечивают уверенную оценку параметров пласта.

Второй путь планирования общей продолжительно­сти и отдельных этапов ГДИС заключается в оценке основ­ных факторов, характеризующих изменение давления во время ГДИС: Рд = Pc(t). В качестве таких характерных при­знаков могут быть использованы конец времени влияния ствола скважины - 1всс, время начала и конца прямолиней­ного участка в полулогарифмических координатах, уклон прямолинейного участка графика в полулогарифмических координатах - i_РФП и общее значение давления.

Так, например, в простейшем варианте КПД в МПФС - «бесконечном» однородном пласте [129] - время начала правильного прямолинейного участка графика в по­лулогарифмических координатах, время начала РФП -tpon, рекомендуется оценивать по соотношениям [129]:

где С - коэффициент ствола скважины; в зависимости от конструкции и оборудования ствола скважины оце­нивается по формулам (1.9Г) и (1.92').

Если нет сведений о скин-факторе, то для оценоч­ных расчетов можно принять S=0.

Соотношения (2. Г) и (2.2') получены в результате анализа безразмерных универсальных кривых (см. рис. 1.19).

Численные значения времени, рассчитанные по со­отношениям (2. Г) и (2.2') в случае их малых значений, сви­детельствуют о незначительном влиянии ствола скважины по времени на КПД-КВД.

Время конца прямолинейного участка графика КПД в полулогарифмических координатах приближенно оцени­вается по уравнению (с погрешностью менее 1%):

Знак перед уклоном «± m» зависит от вида иссле­дования (КПД или КВД, метод полулогарифмической ана­морфозы или метод Хорнера).

Величина оцененного уклона m может служить требуемым показателем чувствительности, которому дол­жен удовлетворять планируемый глубинный манометр для проведения ГДИС, а оценка времени конца различных пе­риодов течения при ГДИС - требуемым показателем про­должительности работы глубинного манометра на забое в процессе ГДИС.

Величина оцененного изменения давления DРс(1) по (2.7') для крайних значений времени t1 и t2 позволит оценить ожидаемое пластовое давление, которое может служить кри­терием выбора верхнего (максимального) рабочего диапазо­на давления при подборе соответствующего глубинного ма­нометра.

При проведении ответственных ГДИС предусматри­вают последовательно два цикла изменения режимов иссле­дований: I цикл - КПД 1-КВД I и II цикл - КПД П-КВД П, которые снимают вопросы воспроизводимости результатов.

В ряде случаев, например, на месторождениях, гд< имеется опыт проведения таких исследований, выбор виде ГДИС и планирование их выполнения проводятся без пред­варительных вышеприведенных оценочных расчетов - на основании имеющегося опыта по аналогии ГДИС соседний скважин.

Общая продолжительность ГДИС может колебаться от нескольких минут до нескольких суток и даже месяцев Поэтому вопрос о продолжительности ГДИС должен ре­шаться с учетом целей и задач, включая экономические, ор­ганизационные и другие факторы.

С точки зрения техники и технологии в отечествен­ной и зарубежной практике различают следующие видь ГДИС на нестационарных режимах: исследование пласта пс КВД, ГДИС горизонтальных скважин, гидропрослушивания, КВД в многопластовой залежи, исследование глубин­но-насосных скважин (штанговые насосы), импульсное ис­следование, исследование при ступенчатом изменении де­бита без остановки скважины, исследование при перфора­ции, исследование по кривым изменения дебитов скважин q(t) после пуска с постоянным давлением, исследования (одновременными замерами q(t) и Pe(t) после изменение режима работы скважины, вертикальная интерференция. снятие кривых стабилизации давления, исследование с по­мощью пластоиспытателей (КИИ - комплекта испытатель­ных инструментов), спускаемых на трубах или каротажное кабеле [6-8, 10, 16, 18-22, 24-30, 41^7, 50-51, 91, 93, 98, 100,101,111,123,127,129,131-133,135, 137,138,145,151. 152,155,156,158,163,164,169,170, 171,174,182, 183, 189. 192,195,198,209,210, 212, 214, 216, 218, 228, 230, 239, 244 247,248,266,268,271, 274, 276].

2.2. Технология гидродинамических исследований и сбор данных

Технология ГДИС на неустановившихся режимах (имеется в виду технология получения КПД-КВД) должна предусматривать выполнение программы ГДИС, основная часть которой включает:

1) подбор скважины, информацию о ее оборудовании и со­стоянии пласта в исследуемом районе до проведения ГДИС;

2) своевременный спуск и установку на забое скважины глубинных манометров и комплексов до начала ГДИС;

3) точное и полное измерение (регистрацию) изменения за­бойных давлений во время ГДИС - снятие КПД-КВД, а также дебитов;

4) контроль-измерение дебитов скважины до и во время проведения ГДИС и состава продукции (% воды, мех-примесей и др.);

5) контроль и регистрацию во времени параметров работы соседних близлежащих скважин - режим их работы не должен меняться непосредственно до и во время прове­дения ГДИС;

6) внимательное и ответственное ведение документации с регистрацией во времени событий и фактов, относящихся к проводимому ГДИС.

В зависимости от целей и задач ГДИС выбор сква­жины может быть достаточно свободным (например, когда цель ГДИС это оценка типа пласта-коллектора, трещинова­тый он или гранулярный сцементированный - сведения, не­обходимые для оценки МПФС) либо в определенном фик­сированном районе залежи (например, целью ГДИС является оценка расстояния и положения границ выклинивания пласта, оценка остаточных невыработанных запасов тупи­ковых зон для последующего бурения дополнительных бо­ковых стволов из старых скважин). При свободном подборе скважины желателен выбор скважины с максимально удоб­ными условиями ее исследования (спуск без осложнений глубинных приборов, закрытие на забое, измерение дебитов и давлений), а значит, интерпретации данных (безводная скважина, с забойными давлениями выше давления насы­щения, монолитный пласт без пропластков).

Информация об оборудовании скважины включает в себя оборудование ствола скважины (диаметры обсадной колонны и лифтовых насосно-компрессорных труб), нали­чие пакера и элементов оборудования, препятствующих спуску глубинного манометра до глубины середины интер­вала перфорации, где рекомендуется измерять изменение забойного давления - КВД-КПД в процессе ГДИС. Харак­теристика продуктивного интервала содержит сведения -вскрытая толщина, открытый ствол или с фильтром какого типа; сведения о технологических жидкостях и процессах при вскрытии пласта, глушении скважин и геолого-технических мероприятиях, которые проводились в сква­жине (ГРП, СКО, торпедирование, вибровоздействие и др.).

При подборе скважин учитывают, что спуск глу­бинных приборов на проволоке, тросе или кабеле в фонтан­ные и газлифтные скважины не вызывает особых осложне­ний. Сложнее дело обстоит со спуском глубинных приборов в глубинно-насосные скважины (оборудованные штанговы­ми глубинно-насосными установками), где возможен спуск так называемых малогабаритных приборов (малого диамет­ра до 20- 1(Г³ м) в затрубное пространство через специаль­ную эксцентричную планшайбу или под насос спуск на трубах с применением трудоемких спуско-подъемных операций штанг и насосно-компрессорных труб. Так как строго вертикальные скважины встречаются крайне редко, то при подъеме малогабаритных приборов через затрубное про­странство возможны «захлесты», порывы проволоки или троса и другие осложнения.

Информация о состоянии пласта в исследуемом участке залежи включает: расположение исследуемой и со­седних скважин (выкопировка карты участка залежи), све­дения о вскрытии скважинами исследуемых интервалов и пропластков продуктивного горизонта, положение конту­ров, карту изобар и карту разработки участка. Режимы ра­боты соседних скважин должны оставаться без изменений непосредственно до и в процессе проведения ГДИС с целью исключения их влияния на правильность снятия КПД-КВД.

Скважина должна быть подготовлена для предвари­тельного спуска глубинных приборов на забой скважины с тем, чтобы проверить их работоспособность и снять «фон» изменения забойного давления в течение нескольких дней до начала проведения исследования. ГДИС начинают про­водить только с момента, когда в пласте и скважине наблю­дается установившееся состояние, которое характеризуется практически установившимся дебитом скважины (q «Чустан ^м const), одновременно забойное давление также является установившимся (Р^ w P~ const). Практически

установившееся состояние процесса фильтрации означает неизменность Рс и q при снятии «фона» во времени с помо­щью конкретных приборов. Чем выше чувствительность и разрешающая способность приборов, тем точнее практиче­ски измеренное давление соответствует истинному (устано­вившемуся).

Установившееся состояние наблюдается в длитель­но простаивающей закрытой скважине с неизменным, ста­тическим забойным давлением, которое считают равным пластовому давлению Р_{с стат}=Р_пл, одновременно q = 0 = const.

Точность и длительность измерений КПД и КВД и q(t) зависят от технических характеристик применяемых приборов и комплексов. Они должны обеспечивать не толь­ко точность, но и требуемую планируемую продолжитель­ность замеров и регистрацию давлений и дебитов. При сня­тии КПД и КВД желательным является измерение измене­ний забойных дебитов (притоков-оттоков после закрытия скважины) с помощью глубинных дебитомеров-расходомеров, а также контроль момента прекращения за­бойного притока. При снятии КПД контроль условия q = const при отсутствии глубинных измерений осуществ­ляется периодическими замерами дебита на поверхности. При этом контролируется состав добываемых флюидов (нефти, газа, воды, мехпримесей), отбираются пробы и оп­ределяются состав, плотность, вязкость и сжимаемость со­ставляющих компонентов дебита в пластовых условиях и условиях ствола скважины для последующих расчетов со­става и распределения фаз в стволе скважины по глубине.

Точное и продолжительное снятие КВД-КПД явля­ется залогом правильной обработки и последующей интер­претации данных ГДИС. Особенно точно, с небольшими интервалами времени между замеряемыми точками, следует регистрировать самые начальные участки КВД-КПД, где проявляется влияние ствола скважины. Предварительные оценочные расчеты дают ориентировочные значения скоро­сти изменения давления. При отсутствии таких ориентиро­вочных данных рекомендуется на I, самом начальном, уча­стке КПД-КВД измерять и регистрировать изменение дав­ления через каждые 15 с в течение первых нескольких ми­нут, затем через каждые 10-15 мин до тех пор, пока ВСС существенно не исчезнет [129].

Технология ГДИС должна предусматривать также измерение (регистрацию) во времени буферных и затрубных давлений на устье скважины (обычно с помощью пока­зывающих манометров «вручную») с периодичностью до 1-4 часов в целях контроля и более часто, если с помощью этих замеров хотят рассчитывать послеэксплуатационный приток и обрабатывать данные ГДИС по методам с учетом притока. Измерение дебитов (объемных расходов) скважин осуществляется с помощью глубинных и поверхностных расходомеров.

2.3. Приборы и оборудование для гидродинамических исследований скважин

Глубинные приборы (манометры, термометры, расходомеры-дебитомеры и комплексы), применяемые в про­цессе ГДИС по способу получения измерительной инфор­мации, бывают автономные и дистанционные.

Автономные приборы позволяют получить результа­ты измерений или регистрации параметра (давления, расхода, температуры и др.) только после подъема их из скважины.

Дистанционные приборы передают показания на поверхность земли от датчика на забое по бронированному электрическому кабелю, соединяющему дистанционный глубинный прибор с вторичным прибором на поверхности. В этом их преимущество, так как возможны контроль и на­блюдение за процессом исследования скважины и опера­тивного вмешательства в необходимых случаях.

Глубинные комплексы снабжаются несколькими датчиками для одновременного замера и регистрации давления, температуры, расхода флюида, влагосодержания и т.д. Их широко используют при изучении слоистых и мно­гопластовых месторождений.

Глубинные комплексы и дистанционные маномет­ры спускаются на одножильном бронированном кабеле типа КОБДФМ-2 или КОБТМ-1,2.

Основными элементами глубинных автономных приборов являются датчики давления (элементы, воспри­нимающие изменение давления), часовой механизм (или электронное устройство, фиксирующее изменение времени) и записывающее-регистрирующее устройство (бланк под­вижный в масштабе времени, на котором специальным пе­ром чертится график в масштабе давления - P=P(t), или электронное устройство с памятью для регистрации транс­формированных сигналов давления в масштабе времени), которые считываются на поверхности.

Чувствительные элементы - датчики давления под­разделяются на следующие виды:

1) механические - с многовитковой трубчатой пружиной, т.е. геликсом; пружинно-поршневые (иногда с вращаю­щимся поршнем; с сильфоном - гофрированным цилин­дром; компенсационные с камерой, заполненной сжатым газом);

2) металлические тензометрические - с тензорезисторами, показания которых изменяются под влиянием деформа­ций при изменении давления;

3) сапфировые - с металлической мембраной с монокри­сталлической пластинкой из сапфира;

4) стандартные пьезокварцевые - с пьезокварцевой пла­стинкой, с меняющейся частотой колебаний в зависимо­сти от давления;

5) компенсационные пьезокварцевые - с улучшенной ком­пенсацией промежуточных передаточных устройств.

В отечественной и зарубежной практике проведения ГДИС в нефтегазопромысловом деле используется парк глу­бинных приборов отечественного производства и иностран­ных фирм и компаний. Некоторые технические характери­стики отдельных приборов приведены автором в таблицах (2.1; 2.2; 2.3) по опубликованным данным и рекламным про­спектам фирм-изготовителей [2, 8, 10, 21, 22, 27, 28, 32, 39, 41, 43, 46, 48, 50. 51, 64, 73, 91, 93, 123, 129, 135-138, 147, 153, 166, 191, 198, 200, 209, 211, 219, 231, 254, 268]. Более подробная информация может быть получена от соответст­вующих сервисных фирм и организаций изготовителей.

К числу важнейших метрологических характери­стик глубинных приборов, применяемых при ГДИС и сня­тии КПД-КВД и по которым подбираются приборы для конкретных исследований скважин, относятся следующие

• Чувствительность (sensitivity) - характеризует способ­ность прибора реагировать на изменение измеряемой ве­личины, например давления. Так, чувствительность оце­нивается отношением перемещения ^l указателя при­бора к изменению значения измеряемой величины АР, вызвавшему это перемещение - ^l/^P. Т.е. чувствительность характеризует способность и возможность изме­рения прибором небольших приращений (давления).

• Порогом чувствительности (resolution) называется спо­собность прибора вызывать изменение показаний при наименьшем значении измеряемой величины, т.е. порог чувствительности характеризует способность прибора улавливать небольшое изменение измеряемой величины (например, параметра, - давления Р).

• Точность (accuracy) связана с чувствительностью. Чем больше чувствительность, тем выше точность. Она оценивается отношением суммарной погрешности измере­ний к истинному значению измеряемой величины.

• Погрешность (error) - ошибка, отклонение от истинного значения измеряемой величины. Существуют погрешно­сти абсолютные и относительные, случайные и система­тические, округления и вероятностные. Различают по­грешности абсолютные (разность между результатом измерения и действительным значением измеряемой ве­личины), относительные (отношение абсолютной по­грешности к истинному значению, в процентах или до­лях), приведенные (отношение абсолютной погрешности к диапазону измерения, в %). Технические условия на приборы и стандарты устанавливают пределы допускае­мой погрешности, при которой прибор может быть до­пущен к применению.

• Диапазон (range) измерений - верхний и нижний преде­лы измерений, для которых нормированы допускаемые погрешности, рабочий диапазон прибора.

Метрологические характеристики глубинных ма­нометров определяются в процессе специальных испыта­ний-поверок, когда составляют градуированную характери­стику прибора, определяют порог чувствительности, по­грешность и поправку на температуру. Эти результаты за­носятся в паспорт прибора. Гарантийное число спусков для новых приборов и сроки повторных поверок также указы­ваются в паспорте и составляют от 10 до 20 спусков прибо­ра в скважину.

Для измерения дебитов добывающих скважин при­меняют дистанционные дебитомеры с пакерами фонарного и зонтичного типа - РГД-2М, ДГД-6Б и ДТД-8; а для нагне­тательных скважин - РГД-3; РГД-4; РГД-5 и др.

Рис. 2.1. Принципиальная схема оборудования устья скважины для спуска автономных приборов Условные обозначения см. в тексте

Комплексная аппаратура позволяет одновременно измерять расход, давление, температуру, влажность - ха­рактеристики некоторых из этих приборов приведены ниже в табл. 2.1, 2.2, 2.3, которые могут быть использованы при выборе прибора и оборудования для ГДИС.

Спуск глубинных приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье производится с использо­ванием лубрикаторов различных конструкций, устанавли­ваемых на фонтанной арматуре. На рис. 2.1 приведена прин­ципиальная схема оборудования {1-9) устья скважины для спуска автономных приборов [8]. В простейшем случае спус­ка автономного манометра на стальной проволоке 6 (диамет­ром от 1,6 до 2,2*10^-3 м) лубрикатор 2 представляет собой трубу длиной от 1,5 до 4 м, имеющую на одном конце фла­нец для соединения с задвижкой 9, а на другом конце саль­ник 4 для уплотнения проволоки или кабеля, на котором прибор спускают в скважину с помощью лебедки, установ­ленной на специальной автомашине (установки АЗИНМАШ, АИСТ, АПЭЛ, АКС/Л). Манометр 3 служит для контроля давления внутри лубрикатора, в котором находится глубин­ный манометр 7, а кран 1 - для сообщения полости лубрика­тора с атмосферой. Направляющий ролик 5 и оттяжной ро­лик 8 для проволоки или кабеля служит для спуска и подъема прибора и уменьшения опрокидывающего момента.

При исследованиях газовых скважин с высокими устьевыми давлениями при спуске приборов используют дополнительные грузовые утяжелительные штанги, поэтому лубрикаторы имеют большую длину, более сложную саль­никовую систему, почему приходится применять вышки (стационарные или передвижные - типа «Бакинец ЗМ» и др.). На устье газовых скважин при ГДИС используют ма­логабаритные быстросъемные устройства «Надым-1, -2», состоящие из сепаратора, породоулавлителя, расходомера.

При высоком содержании кислых компонентов в газе (H₂S и СO₂) применяются оборудование и приборы в антикоррозионном исполнении и соблюдаются более стро­гие правила техники безопасности.

При окончательном выборе глубинных манометров и комплексов для проведения ГДИС по КПД-КВД на осно­вании предварительных (рассчитанных) ожидаемых изме­нений давлений во времени и их сопоставлении с техниче­скими характеристиками приборов рекомендуется руково­дствоваться следующими критериями:

1. Ожидаемое забойное давление в конце (начале) измере­ний должно находиться в пределах 60-80% от верхнего диапазона предела измерений прибора. Рабочий диапазон прибора по температуре должен соответствовать пласто­вой температуре и изменению температуры в процессе спуска прибора и в течение проведения ГДИС (с учетом возможных плюсовых и минусовых температур).

2. При наличии агрессивных компонентов (H₂S и СO₂) в со­ставе продукции скважины необходимо использовать глубинные приборы, кабель, фонтанную арматуру и луб­рикатор в специальном антикоррозонном исполнении.

3. Показания точности и чувствительности прибора долж­ны удовлетворять расчетным ожидаемым значениям КПД-КВД, гидропрослушивания. Так, руководствуясь теоретическими соображениями и опытом опубликован­ных работ по исследованию скважин на интерференцию (гидропрослушивание), можно предположить, что глу­бинный манометр должен регистрировать средний темп изменения давления от 0,05 до 0,07 МПа/сут и менее с продолжительностью регистрации до 7-10 сут с по­грешностью менее ±0,7 кПа (0,0007 МПа).

4. Продолжительность работы прибора на забое («запас хода часов») должна обеспечивать получение качественных КВД-КПД. Т.е. запас хода часов (завод часов) ме­ханических и электронных (от батареек) должен быть достаточно длительным как по продолжительности, так и скорости перемещения бланка автономных маномет­ров во времени - масштаб записи изменения давления во времени должен быть достаточно большим для качест­венной расшифровки бланка и последующего построе­ния необходимых графиков КВД-КПД и их интерпрета­ции. Учитывая ограниченный запас хода «часов» авто­номных манометров они чаще используются для кратко­временных ГДИС.

5. Преимуществом дистанционных манометров с переда­чей показаний изменения забойных давлений на поверх­ность является возможность оперативного наблюдения и контроля за ходом процесса ГДИС и возможность при­нятия необходимых мер вмешательства, при необходи­мости, вносить коррективы.

6. При ответственных ГДИС рекомендуется использование спаренных приборов, когда в скважину одновременно спускаются два манометра и регистрация КВД-КПД производится одновременно двумя манометрами.

7. Сравнение различных глубинных манометров по их тех­ническим характеристикам и инструментов различных конфигураций для исследования скважин могут оказать помощь в окончательном выборе глубинных приборов и технологии ГДИС.

Техника и технология ГДИС должна решаться и оп­тимизироваться с учетом целей, задач, надежности и качест­ва ожидаемых КВД-КПД с технических, технологических, организационных, технико-экономических и др. факторов.

Таблицы 2.1 (продолжение)

II. Глубинные дистанционные приборы и комплексы

Таблица 2.1 (продолжение)

III. Глубинные дистанционные дебитомеры и расходомеры

Таблицы 2.1 (продолжение)

IV. Глубинные термометры дистанционные

Таблица 2.1 (продолжение) Зарубежные приборы

I. Глубинные дистанционные приборы и комплексы

Таблица 2.1 (продолжение)

II. Глубинные автономные манометры с местной регистрацией

Таблица 2.1 (продолжение)

III. Глубинные дистанционные постоянно установленные манометры

Таблица 2.1 (продолжение)

IV. Глубинные дистанционные извлекаемые манометры

Таблица 2.1 (пояснения)

1) Обычно манометры могут иметь несколько датчиков давления, рассчитанных на различные верхние пределы измерения давления.

2) Длина прибора дана без утяжелителей, общая длина может зависеть от конфигурации инструмента.

3) Эта температура определяет рабочий диапазон, однако тарировка и поверка прибора возможна и выше этой тем­пературы.

4) ТБ - трубка Бурдона, геликс; Д - диафрагма; ГКС - газовый объем (камера, сильфон) с преобразователем на по­верхности; ПВ - вращающийся поршень; ПКД- пьезокварцевые датчики; Т - тензометрический датчик, сильфон.

5) Время зависит от выбранного типа часового привода, который бывает различного типа, например с многосуточ­ным заводом. Так, автономные глубинные манометры с местной регистрацией и электронной памятью (КСА-А2-36-80/25, ATM УГНТУ, AMERADA EMS-72S, PANEX 2525, АЦМ-2) имеют объем памяти от 8000 до 50000 пар точек, обеспечивающих продолжительность работы от 10 до 60 сут., при цене порядка 1000-2000 долларов США для приборов отечественного производства и порядка 7500-10000 долларов США для приборов зарубежного производства.

6) Электронные часы с механической связью с регистратором.

Примечание. Сведения о глубинных приборах, приведенные в табл. 2.1, следует рассматривать как ориентировоч­ные, т.к. они собраны из достаточно разрозненных, часто рекламных материалов и не претендуют на полноту. Более точная информация может быть получена у организаций и фирм-изготовителей этих приборов и оборудования. Глу­бинные приборы постоянно совершенствуются и их метрологические характеристики и технико-экономические по­казатели постоянно улучшаются. Полный комплект комплекса 18 дистанционных глубинных приборов в антикорро­зионном исполнении (р, q, t, p, % воды и др.) с пультом управления, поверхностной регистрирующей аппаратурой, бронированным многожильным кабелем в антикоррозионном исполнении длиной до 8 км и гарантией работы в 3 года может стоить до 1 млн. долларов США и выше.

Сравнения различных глубинных манометров приведены в табл.2.2, а примеры некоторых инструментов различной конфигурации для ГДИС, применяемых за рубежом, - в табл. 2.3 [137].

ГЛАВА 3 Последовательность анализа и интерпретации данных ГДИС на неустановившихся режимах

В результате проведения исследований по КПД-КВД на основе заранее составленных программ-планов полу­чают фактические данные ГДИС: параметры замеров зави­симости забойного давления во времени (Pc=Pc(t)) в таблич­ной, графической или иной форме представления, насчиты­вающие сотни, тысячи и десятки тысяч точек, считанных с показаний глубинных манометров.

Затем этот массив информации обрабатывается с помощью ЭВМ с соответствующим математическим обес­печением - трансформируется (например, представляется в форме различных графиков в различных координатах) и с помощью определенных процедур диагностируется, иден­тифицируется, и в конечном счете находятся параметры пласта и реальной МПФС.

3.1. Методы анализа и интерпретации данных гидродинамических исследований

Как уже ранее отмечалось, теоретической основой ГДИС является решение обратных задач подземной гидро­механики в приложении к анализу и интерпретации данных ГДИС, схематически представленных на рис. 1.2 и 1.6.

Процедура анализа и интерпретации замеренных данных КПД-КВД для простейших МПФС (ЛФП, БЛФП, РФП и др.) изображена на рис. 3.1. Эта процедура заключа­ется в сопоставлении фактических данных Pc=Pc(t) с данны­ми инженера-интерпретатора в банке МПФС. Чем больше МПФС (не только простейших, но и более сложных) в бан­ке-каталоге МПФС, тем точнее и детальнее могут быть про­ведены анализ и интерпретация данных, тем больше снижа­ется уровень неопределенности, связанный с неоднозначно­стью решения обратных задач подземной гидромеханики. В банке-каталоге все имеющиеся теоретические МПФС ха­рактеризуются своими основными расчетными формулами (ОРФ) и специфическими диагностическими признаками (ДП). Для более сложных МПФС ДП могут представляться в виде универсальных безразмерных палеток кривых в билогарифмических координатах, например схематически представленных на рис. 1.29.

Процедура сопоставления фактических КПД-КВД с теоретическими моделями осуществляется с целью найти такую МПФС в каталоге, которая наиболее полно совмеща­ется с трансформированной фактической кривой в коорди­натах, где четко и отчетливо проявляется ДП теоретической модели. Если такой ДП не проявляется, то сопоставлению подлежит следующая теоретическая МПФС из базы данных и т.д. Удобнее и проще проводить совмещение-сопоставление в билогарифмических диагностических ко­ординатах, - по существу, как в методе наложения (match­ing)

Под анализом и интерпретацией данных ГДИС -кривой Pc=Pc(t) - в простейшем случае этой процедуры по­нимается ее расчленение на составляющие элементы, т.е. сложный фильтрационный поток, описываемый этой фак­тической кривой, приближенно расчленяется на более про­стые составляющие (ВСС, ЛФП, БЛФП, РФП, СФП и др.), пользуясь их характерными диагностическими признаками. Это положение реализуется в построении диагностического билогарифмического графика, на который наносятся изме­нения давления и логарифмической производной давления.

Рис. 3.1. Схема процедуры анализа и интерпретации данных ГДИС и КПД-КВД

Затем с помощью транспортира-идентификатора (см. рис. 1.28) или другим способом фактический график кривой производной давления в билогарифмических коор­динатах расчленяют последовательно на составляющие, вы­деляя такие участки этих графиков во времени, на которых проявляются характерные уклоны (ДП) соответствующих фильтрационных потоков времени начала и конца их появ­ления (1нач и 1кон). После этого для найденных простейших фильтрационных потоков строятся характеристические

характеристических графиках выделяются прямолинейные участки, начиная с момента времени начала и конца их про­явления, определенные по кривой производной давления на диагностическом билогарифмическом графике. По уклонам прямолинейных участков и отрезков, отсекаемых на осях ординат, определяют параметры пласта, скин-фактор и др. элементы МПФС. Построения графиков КВД-КПД в раз­личных трансформированных координатах, процедура со­поставления фактических и теоретических универсальных кривых, отыскание прямолинейных участков и их уклонов и т.д. для множества (тысяч) точек фактических данных, по­лученных с помощью современных глубинных электронных манометров, невозможно обрабатывать вручную без ис­пользования ЭВМ. Для этих целей ЭВМ должны быть обес­печены соответствующим математическим обеспечением [28, 41, 64,79,123,167,236,262,268,275].

Проверка анализа и интерпретации данных ГДИС, т.е. правильности найденных значений параметров пласта и МПФС, в простейшем случае осуществляется подстановкой найденных параметров пласта в ОРФ МПФС. Как бы вос­производится, синтезируется весь процесс проведения ГДИС - рассчитывается синтезированная зависимость Рс^сО). Если синтезированные расчетные значения удовле­творительно воспроизведут фактическую кривую (т.е. рас­четные синтезированные точки хорошо «лягут» на фактиче­скую кривую), считается, что обработка и интерпретация проведены правильно и полученные результаты параметров пласта и МПФС достоверны.