квд что это в нефтянке

КВД (КВУ)

Исследования на установившихся режимах

Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

· Исследование методом отборов (ИД)

· Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом отборов (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на добывающих скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое (динамический уровень) на различных режимах работы скважины

· Дебит добывающей жидкости на различных режимах работы скважины

· Обводненность продукции скважины на каждом режиме

Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на нагнетательных скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое на различных режимах работы скважины

· Расход закачиваемой жидкости на различных режимах работы скважины

· Модель течения в пласте;

· Наличие и параметры техногенной трещины;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус исследования);

Исследования на неустановившихся режимах

Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

КВД (КВУ)

Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора

· Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины

· Дебит добывающей жидкости в период работы скважины, до ее остановки

· Обводненность продукции скважины

· Модель течения в пласте, параметры для модели течения;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);

· Продуктивность скважины и ее гидродинамическое совершенство;

Источник

Квд что это 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.

Источник

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).

Источник

Гидродинамические исследования механизированных нефтяных скважин с регистрацией КВУ и КВД

1.1. Исследования с регистрацией кривой восстановления уровня

Гидродинамические исследования методом регистрации КВУ относятся к одноцикличным нестационарным технологиям и заключаются в регистрации кривой восстановления уровня после остановки стабильно или периодически работающей на режиме отбора скважины. Метод регистрации КВУ применяется также в процессе освоения и ремонтных работ после снижения уровня компрессором или свабом. Принципиальная схема устьевого и подземного оборудования при проведении исследований методом КВУ в скважинах, оборудованных ЭЦН, приведена на рисунке 1., а.

Обязательным условием проведения исследований с целью определения ФЕС пласта является использование автоматических уровнемеров, позволяющих вести регистрацию уровней с заданной периодичностью. В скважинах, оборудованных ЭЦН, дополнительно могут проводиться устьевые замеры буферного давления и глубинные замеры давления в НКТ с помощью манометра.

В результате исследований методом регистрации КВУ получают следующую гидродинамическую информацию: коэффициент продуктивности скважины, пластовое давление, скин-фактор и фильтрационные свойства пласта. Достоверность определения скин-фактора и ФЕС пласта по КВУ, как правило, ниже, чем при исследованиях методом КВД, особенно при обводненности продукции менее 50 %, низких депрессиях (менее 20 атм) и при высоком газовом факторе (более 100 м3/т).

Исследования методом регистрации КВУ могут также выполняться с одновременной регистрацией кривой восстановления уровня и давления глубинным манометром или телеметрической системой. В этом случае должна обеспечиваться синхронизация замеров данных параметров.

Основные причины низкой достоверности данных, получаемых при интерпретации КВУ:

1) ошибки замера уровня при образовании пены в затрубном пространстве и низкая точность регистрации уровня;
2) длительный послеприток, который в низкопродуктивных скважинах может продолжаться до 1–2 месяцев;
3) переток жидкости из НКТ во время исследования при негерметичности подземного оборудования (клапана-отсекателя или НКТ);
4) погрешности пересчета устьевых замеров уровня в забойные давления.

Рис. 1. Схема компоновки оборудования и измерительных приборов при исследовании механизированной скважины методом КВУ и с автономными манометрами и телеметрической системой на приеме ЭЦН:
а) схема скважинной компоновки и обвязки устьевого оборудования; б) скважинная компоновка с автономными манометрами в НКТ и на приеме насоса; в) скважинная компоновка с автономным манометром в НКТ и телеметрической системой;
1 — ЭЦН, 2 —клапан-отсекатель, 3 — реперный патрубок, 4 — план-шайба, 5 — образцовые и электронные устьевые манометры, 6 — уровнемер, 7 — замерная установка (ГЗУ, ОЗНА, АСМА), 8 — станция управления ЭЦН, 9 — электронный глубинный манометр в НКТ над клапаном-отсекателем, 10 — манометр ниже ЭЦН, 11­ —­ телеметрическая система

При исследовании сильно обводненных скважин отмечается удовлетворительная достоверность определения параметров скважины и пласта. Преимущества исследований механизированных скважин методом регистрации КВУ заключаются в простоте выполнения работ и отсутствии необходимости применения специальных скважинных компоновок.

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

В промысловой практике нашли широкое применение исследования механизированных добывающих скважин с регистрацией давления глубинными манометрами или дистанционными телеметрическими системами с датчиками давления и температуры. На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при выполнении исследований с контролем давления автономными глубинными манометрами (б) и телеметрической системой (в).

Доставка манометров в скважину по схеме 1., б производится одновременно со спуском насосного оборудования. Манометры размещаются в хвостовике или трубном держателе под насосом, также может устанавливаться дополнительный манометр в НКТ выше клапана-отсекателя для контроля герметичности компоновки [8, 9]. Подъем приборов выполняется в процессе последующего ремонта скважины. В процессе исследований ведется непрерывная регистрация давления на забое скважины и дебита жидкости, дополнительно может проводиться регистрация давления в НКТ над обратным клапаном и на устье скважины. При пуске скважины в работу глубинный манометр, установленный ниже насоса, регистрирует весь процесс изменения давления, включая кривую стабилизации давления при выводе скважины на режим и кривую восстановления давления или несколько КВД после остановки (остановок) скважины. Исследования с использованием автономных манометров более информативны по сравнению с регистрацией уровней на устье и позволяют получить более достоверные параметры пласта. Вместе с тем метод не получил широкого распространения ввиду того, что в период работы скважины и до подъема оборудования отсутствует возможность анализа кривой изменения давления и определение параметров скважины и пласта.

Для проведения гидродинамических исследований механизированных добывающих скважин нашли широкое применение телеметрические системы в компоновке с электроцентробежными насосами, включающие погружную часть с датчиками давления, температуры и наземный блок с преобразователем и электронным накопителем данных (рис. 1.16, в). Оборудование широко применяется для исследований на установившихся и неустановившихся режимах, гидропрослушивания пласта, долгосрочного мониторинга забойного давления в межремонтный период эксплуатации механизированных скважин [12–14]. Дистанционная передача сигналов с датчиков ТМС по кабелю ЭЦН на преобразователь позволяет в реальном времени получать информацию о давлении на приеме насоса в течение всего межремонтного периода эксплуатации скважины, а также в периоды плановой остановки на регистрацию кривой восстановления давления. Существует возможность регистрации КВД при незапланированных остановках или в период ожидания ремонтных работ. Точность регистрации давления на приеме насоса зависит от типа телеметрической системы и разрешения датчика давления. При использовании ТМС с высокой разрешающей способностью (0.01 атм) обеспечивается более надежное диагностирование на производной давления процессов фильтрации, корректный выбор интерпретационной модели и высокая достоверность параметров пласта.

В процессе регистрации КВД необходимо выполнять дополнительные замеры устьевых и глубинных параметров: буферного и затрубного давлений, уровней в затрубном пространстве и давления в НКТ с помощью глубинного манометра. Давление в НКТ над установкой ЭЦН регистрируется с целью контроля герметичности оборудования и дальнейшего учета перетоков жидкости при интерпретации. Глубина установки манометра в НКТ для контроля герметичности подземного оборудования выбирается на 30–100 м выше подвески погружного насоса (в зависимости от расположения клапана-отсекателя). Замеры уровней и давлений в затрубном пространстве рассматриваются в качестве вспомогательных и используются при интерпретации КВД в случае отказа средств телеметрии в ходе исследований.

При проведении исследований механизированных скважин методом регистрации КВД в дополнение к необходимым условиям исследования фонтанных скважин следует соблюдаться следующие требования:

– для контроля герметичности клапана-отсекателя и НКТ и выявления перетоков жидкости при КВД необходимо проводить регистрацию давления в лифтовых тубах путем установки глубинного манометра над ЭЦН выше клапана-отсекателя;

– для надежного диагностирования участка радиальной фильтрации рекомендуется проводить моделирование исследований, в том числе с учетом взаимовлияния окружающих добывающих и нагнетательных скважин.

Литература

Внимание!

На сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» приведены результаты интерпретации исследований механизированных нефтяных скважин с регистрацией КВУ и КВД в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС» (файлы интерпретации, краткий отчет).

Источник

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 объем нефти, м3;

средний дебит скважины до проведения исследования, м3/сут;

продолжительность исследования, в часах;

стоимость нефти, руб./т.

На основании вышеуказанных расчетов принимается решение о целесообразности проведения исследования.

2.4. Оценка разрешения манометра:

Предварительная оценка изменения забойного давления на прямолинейном участке КВД на графике Хорнера:

где — оцененная продолжительность исследования, соответствующая прямолинейному участку КВД на графике Хорнера.

Разрешение манометра не должно превышать 5% от величины .

III. Проведение испытания

3.1. В течении 5-7 дней до начала исследования необходимо:

по возможности поддерживать постоянный дебит скважины; измерять забойное давление ; не менять режимов на соседних скважинах.

3.2. Перед остановкой скважины измерить:

3.3. Синхронизировать время глубинного манометра и датчика положения и скорости.

3.4. Запустить глубинный манометр в работу.

3.5. Спустить глубинный манометр на исследуемую глубину и выдержать не менее 30 минут для записи забойного давления.

3.6. Остановить скважину на исследование и продолжить запись забойного давления.

3.7. По окончании исследования измерить буферное давление и остановить глубинный манометр.

3.8. Поднять глубинный манометр из скважины.

3.9. Открыть штуцер на устье.

IV. Интерпретация результатов испытания

График Хорнера (зависимость от ) и MБХ-кривые (для определения среднего пластового давления ) используются для интерпретации результатов исследования методом КВД.

4.1. Анализ зависимости забойного давления Pзаб от на графике Хорнера.

Уравнение для забойного давления за время снятия КВД:

где дебит скважины до остановки на начала испытания, м3/сут;

продолжительность работы скважины до начала исследования, час.;

время проведения испытания, час.;

Pws фиксируемое манометром забойное давление после закрытия скважины;

Pi начальное забойное давление до остановки скважины.

На графике Хорнера зависимость давления Pws от времени линейная после прекращения эффекта послепритока.

· Коэффициент m определяется по графику Хорнера.

где — угол наклона прямого участка КВД к логарифмической шкале на графике Хорнера (см. Рис. 1).

· Определение экстраполированного давления из графика Хорнера:

Экстраполированное давление — это значение давления в точке пересечения продолжения прямолинейного участка до значения по логарифмической шкале на графике Хорнера (см. Рис. 1).

4.2. Определение проницаемости и kh-фактора, мД*м:

· Определение средней проницаемости kср, мД:

4.3. Определение скин-фактора s:

Давление 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).

4.4. Определение падения давления за счет скин-эффекта :

4.5. Вычисление коэффициента продуктивности :

4.6. Вычисление эффективности притока:

Эффективность притока =

· Время достижения псевдоустановившегося режима

значение из таблицы для наиболее подходящей зоны дренирования;

площадь области дренирования;

Если продолжительность исследования >>, то можно использовать вместо в дальнейшем вычислении среднего пластового давления .

· Вычисление безразмерного времени и :

· Вычисление безразмерного МБХ-давления (Matthews-Brons-Hazerbroek-type dimensionless pressure) с помощью МБХ-графиков. МБХ-кривые всех типов для разных зон дренирования есть в Приложении 4.

· Среднее пластовое давление вычисляется по следующей формуле:

Приложение 1. Единицы измерения

Все приведенные выше уравнения в российских единицах измерения:

k проницаемость, мД;

вязкость, сантипуаз;

ct сжимаемость, атм-1;

rс радиус скважины, м;

пористость;

h эффективная мощность пласта, м;

q дебит скважины, м3/сут;

B объемный коэффициент флюида, м3/м3;

Кпр коэффициент производительности, м3/сут/атм.

Источник

• ← квартиры в люберцах с отделкой недорого
• Фбун гнц вб вектор акции →