Технический Стандарт ГДИС ТНК-BP 2011

УТВЕРЖДЕНО

Исполнительный Вице-президент по Разведке и Добыче

______________ С.В. Брезитский

«____» ____________2011

ТЕХНИЧЕСКИЙ СТАНДАРТ ТНК-ВР

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

СОГЛАСОВАННО

Директор департамента по разработке месторождений БН Разведка и Добыча

______________ С.В. Иванов

«____» ____________2011

Директор департамента метрологии, автоматизации, информационных технологий и коммуникаций БН Разведка и Добыча

______________Р.Д. Хамидуллин

«____» ____________2011

г. Москва, 2011 г.

Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.

Согласовано:

Главный геолог ОАО «СНГ» Титов А. П.

Главный геолог ОАО «ТНК-Нижневартовск Литвин В.В.

Главный геолог ОАО «ВНГ», ОАО «ННП» Романчев М.А.

Главный геолог ООО «ТНК-Уват» Емельянов Д.В.

Главный геолог ОАО «ТНК-Нягань Николаев М.Н.

Главный геолог ЗАО «Роспан Интернешнл Закиров И.С.

Главный геолог ОАО «Оренбургнефть» Хальзов А.А.

Главный геолог НГДУ «Сорочинскнефть» Фирсов В.В.

Главный геолог ООО «Бугурусланнефть» Кротов С.А.

Главный геолог ОАО «ВЧНГ» Лазеев А.Н.

2


РЕЗЮМЕ

Настоящий документ стандартизирует процедуру гидродинамических исследований скважин в компании ТНК-ВР с целью:

1. обеспечения надлежащего качества получаемых данных; 2. снижения объема неинформативных исследований; 3. оптимизация затрат и потерь по добыче нефти.

Каждое гидродинамическое исследование скважины в ТНК-ВР должно

соответствовать данному Стандарту. Требования данного стандарта лежат в рамках рекомендаций, изложенных в

основных руководящих документах и отраслевых стандартах в области ГДИС.

Невыполнение требований данного Стандарта при проведении ГДИС ведет к неэффективному использованию денежных ресурсов компании, снижает степень изученности при мониторинге, проектировании и научном сопровождении разработки месторождений, а также повышает лицензионные риски.

Стандарт описывает следующие этапы: 1. Бизнес процесс ГДИС 2. Проектирование ГДИС 3. Проведение ГДИС 4. Интерпретация ГДИС Стандарт распространяется на следующие исследования, применяемые на

практике в компании ТНК-ВР: 1. метод снятия индикаторных диаграмм (ИД); 2. метод кривой восстановления давления (КВД); 3. метод кривой падения давления (КПД); 4. метод кривой стабилизации давления (КСД); 5. метод исследования при закачке (ИЗН); 6. метод кривой восстановления уровня (КВУ); 7. исследование скважины с переменным дебитом (ИСПД); 8. исследование нагнетательной скважины на изменяющихся режимах

(ИДН); 9. метод гидропрослушиваниея (ГП).

3


СОДЕРЖАНИЕ

РЕЗЮМЕ ........................................................................................................................................3 СОДЕРЖАНИЕ..............................................................................................................................4 СОКРАЩЕНИЯ, ТЕРМИНЫ, УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ................................................7 ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................................................................10 Общие положения ...................................................................................................................10 ГДИС, виды и типы исследований ........................................................................................11 Требования к исследованиям по видам и объемам ..............................................................13 Обязательные исследования...................................................................................................13 Категория поисковые и разведочные скважины. .............................................................13 Категория скважины вышедшие из бурения. ...................................................................13 Категория действующие скважины. ..................................................................................13 Категория скважины до и после проведения ГТМ...........................................................14

1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ГДИС........................................................................................................15 ГДИС на разведочных скважинах и скважинах на стадии ОПЭ/ОПР; ..............................15 ГДИС на эксплуатационных скважинах; ..............................................................................16 ГДИС на нагнетательных скважинах; ...................................................................................16 ГДИС на вертикальных и наклонно-направленных скважинах; ........................................17 ГДИС на горизонтальных скважинах;...................................................................................17

2. ОПИСАНИЕ ГДИС .................................................................................................................18 2.1. Индикаторная диаграмма (ИД) .......................................................................................18 2.2. Кривая восстановления давления (КВД)........................................................................19 2.3. Кривая падения давления (КПД) ....................................................................................21 2.4. Кривая стабилизации давления (КСД) ..........................................................................22 2.5. Исследования при закачке в нагнетательных скважинах (ИЗН) ................................23 2.6. Кривая восстановления уровня (КВУ) ...........................................................................24 2.7. Исследования скважин с переменным дебитом (ИСПД) .............................................26 2.8. Исследования нагнетательной скважины на изменяющихся режимах (ИДН) ..........27 2.9. Гидропрослушивание (ГП) ..............................................................................................28 2.10. Комбинация ИД + КВД ..................................................................................................29 2.11. Длительные ГДИС (ДИС)..............................................................................................30 2.12. Особенности исследований газовых и газоконденсатных скважин ..........................31 ИД в газовых скважинах .....................................................................................................31 Изохронный метод исследования газовых скважин ........................................................32 Модифицированный изохронный метод исследования газовых скважин ....................32

2.13. Некоторые виды ТПИ ....................................................................................................33 Определение профиля притока и приемистости. .............................................................33 Многократный испытатель пластов (ГДК). ......................................................................33 Запись эпюр давлений и температур (ЭДТ)......................................................................34 Испытатель пластов на трубах (ИПТ). ..............................................................................34 Отбор глубинных проб........................................................................................................35 Трассерные (индикаторные) исследования.......................................................................35

3. БИЗНЕСС ПРОЦЕСС ГДИС ..................................................................................................36 3.1. Управление качеством .....................................................................................................36 3.2. Функции БН РиД ..............................................................................................................37 3.3. Функции ЦДО / СКРМ.....................................................................................................38 3.4. Функции Подрядчика .......................................................................................................38 3.5. Система управления данными ГДИС .............................................................................41 Основные задачи системы СУД ГДИС .............................................................................41 Эксплуатационные требования ..........................................................................................41

4


3.6. Риски невыполнения требований Стандарта и их преодоление ..................................41 3.7. Охрана труда, правила безопасности и охрана окружающей среды ...........................42

4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГДИС ..................................................................................................44 4.1 Цели проведения ГДИС и расчетные параметры...........................................................44 4.2. Выбор вида исследования................................................................................................45 4.3 Критерии отбора скважин-кандидатов для проведения ГДИС.....................................45 Опорная сетка скважин .......................................................................................................46

4.4 Сбор начальных данных ...................................................................................................46 4.5 Моделирование исследования..........................................................................................47 4.6 Расчет длительности исследования .................................................................................48 Определение длительности исследования ........................................................................48 Минимальная длительность остановки скважины Δt ......................................................48 Расчет времени окончания ВСС - tws................................................................................49 Расчет времени начала радиального режима - tr ..............................................................49 Расчет времени начала псевдо-установившегося режима- tрss ........................................49 Минимальная длительность работы скважины на режиме tp..........................................50 Расчет времени работы скважины после кратковременной остановки .........................51 Использование корпоративного банка данных ................................................................51

4.7. Выбор оборудования ........................................................................................................51 Подбор глубинного манометра ..........................................................................................51 Подбор устьевого манометра .............................................................................................53 Подбор уровнемера .............................................................................................................54 Подбор расходомера............................................................................................................54 Метрологический контроль ................................................................................................55

4.8. Расчет потерь по добыче..................................................................................................56 4.9.Особенности проектирования исследований газовых и газоконденсатных скважин....................................................................................................................................................56 Кривая восстановления давления (КВД)...........................................................................56 Кривая стабилизации давления (КСД) ..............................................................................56

4.10 Минимизация проблем при исследовании и интерпретации ......................................57 5. ПРОВЕДЕНИЕ ГДИС .............................................................................................................59

Типовое исследование.........................................................................................................59 Условия проведения ГДИС ................................................................................................59

5.2. Требования к проведению исследования .......................................................................60 5.3. Исследования фонтанирующих и газлифтных скважин ..............................................61 5.4. Исследования скважин, оборудованных ЭЦН...............................................................62 Замеры во время исследования ..........................................................................................64 Проведение КВУ..................................................................................................................65 Проведение КВД..................................................................................................................65 Проведение ИСПД...............................................................................................................65 Особенности.........................................................................................................................66

5.5. Исследования добывающих скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами.............................................................................................................66 5.6. Исследования водонагнетательных скважин.................................................................67 5.7. Исследования поисковых и разведочных скважин. ......................................................68 5.8. Исследования вышедших из бурения скважин .............................................................69 5.9. Исследования газовых и газоконденсатных скважин ...................................................69

6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГДИС .....................................................................................................70 6.1 Сбор данных.......................................................................................................................70 6.2 Подготовка данных ...........................................................................................................71 6.3 Отбраковка исследований ГДИС .....................................................................................71 6.4 Анализ ИД ..........................................................................................................................72

5


Примечание. .........................................................................................................................72 6.5 Анализ КВД, КПД, КВУ ...................................................................................................73 Требования к проведению интерпретации........................................................................73 Основные этапы интерпретации ........................................................................................73 Примечание. .........................................................................................................................74

6.6 Анализ ИСПД ....................................................................................................................74 6.7 Анализ ИДН .......................................................................................................................74 6.8 Анализ ГП ..........................................................................................................................75 6.9 Анализ ДИС .......................................................................................................................75 6.10. Определение пластового давления ...............................................................................75 Метод расчета среднего пластового давления КВД/КВУ/КПД......................................75

Метод произведения................................................................................................................77 6.11 Пересчет забойного давления по уровню .....................................................................77 Двухфазная модель..................................................................................................................78 6.12. Многофазные флюиды. ..................................................................................................78 6.13.Особенности интерпретации газовых и газоконденсатных скважин........................78 6.14 Построение карт ..............................................................................................................79 6.15 Контроль качества ...........................................................................................................80

ЛИТЕРАТУРА .............................................................................................................................81 МАКЕТЫ ДОКУМЕНТОВ.........................................................................................................85 Начальные данные по скважине ............................................................................................85 Файл дизайн Kappa..................................................................................................................85 Отчет по моделированию ГДИС ............................................................................................86 План проведения исследования .............................................................................................86 Акт проведения работ .............................................................................................................87 Файл интерпретации Kappa ....................................................................................................87 Отчет по интерпретации исследования .................................................................................88 Дневник оператора ..................................................................................................................89 Формат данных замеров приборов ........................................................................................89

6


СОКРАЩЕНИЯ, ТЕРМИНЫ, УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

БД - Банк данных; БН РиД – Бизнес направление разведка и добыча; ВНК - Водонефтяной контакт; ГВК - Газоводяной контакт; ГДИС – Гидродинамические исследования скважин; ГДК – Гидродинамический каротаж; ГНК - газонефтяной контакт; ГОСТ - Государственный стандарт; ГП – Гидропрослушивание; ГПН – Глубинные пробы нефти; ГРП – Гидравлический разрыв пласта; ГТИ - геолого-технологические исследования; ГТМ – Геолого-технологическое мероприятие; ДИС – Длительное исследование скважины; ИВ - индикаторные вещества; ИД – Индикаторная диаграмма; ИПТ – Испытатель пласта на трубах; ИСПД – Исследования скважин с переменным дебитом; ИДН - Исследования нагнетательной скважины на изменяющихся режимах; КВД – Кривая восстановления давления; КВУ – Кривая восстановления уровня; КПД – Кривая падения давления; КЦ – Корпоративный центр; МУН - методы увеличения нефтеотдачи; НГДУ - нефтегазодобывающее управление; НКТ - насосно-компрессорные трубы; ООС – Охрана окружающей среды; ОПЗ – Обработка призабойной зоны пласта; ОПК. ОПТ - опробование пластов приборами на кабеле; ОСС – Опорная сетка скважин; ОТ – Охрана труда; ПБ - Промышленная безопасность; ПЗП - призабойная зона пласта; ПП – Профиль притока; ППД - Поддержание пластового давления; PVT - соотношение физических параметров: давление - объем - температура; РД - руководящий документ; СКО - соляно-кислотная обработка; ТМС – Термаманометрическая система; ТННЦ – Тюменский нефтяной научный центр. ТПИ – Текущая промысловая информация; ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства; ШГН – Штанговый глубинный насос; ЭВН – Электровинтовой насос; ЭДТ – Эпюры давлений и температур;

7


ЭЦН – Электроцентробежный насос; В настоящем РД используются терминология и обозначения, общепринятые в

практике нефтегазопромысловой геологии, геофизики, физико-химических и промысловых гидродинамических методов исследований скважин и пластов в отечественной и зарубежной научно-технической литературе.

Обозна-чение

Описание Единицы

измерения cw Сжимаемость воды 1/ атм

co Сжимаемость нефти 1/ атм

cr Сжимаемость породы 1/ атм

cg Сжимаемость газа 1/ атм

ct Общая сжимаемость 1/ атм

g Ускорение силы тяжести м/с2

h Эффективная толщина пласта м

k Проницаемость мД

kf Проницаемость трещины мД

l Окно осреднения, типичное значение 0.15 безразмерная

m Угол наклона линии радиального притока атм /лог цикл

qср Средний дебит скважины до проведения исследования

м3/сут

rw Радиус скважины м

re Радиус зоны дренирования м

tt Длительность исследования час

tp Длительность работы скважины на режиме час

Δt Длительность остановки скважины час

tr Время выхода скважины на режим радиального (псевдо-радиального) притока к стволу скважины

час

tws Время окончания влияния ствола скважины (ВСС)

час

Δts Время экстраполяции до пластового давления час

tpe Эквивалентное время работы скважины час tD

A Безразмерное время безраз

мерная

tpss Время выхода на псевдо-установившийся приток

час

w Ширина трещины м

8


А Площадь области дренирования м2 An

oise Разрешающая способность манометра атм

B Объемный коэффициент (Bo - нефти, Bw - воды)

м3/м3

С Коэффициент влияние ствола скважины м3/атм

CA Фактор формы зоны дренирования безразмерная

C`A Псевдо фактор формы зоны дренирования безразмерная

Hc Абсолютная отметка верхние дыры перфорации

м

Hн Абсолютная отметка посадки насоса м

L Эффективная длина горизонтальной секции м

P Давление, Pпл – пластовое давление, Pзаб – забойное

атм

PΔt=1 Давление на полулогарифмическом графике, при Δt=1

атм

Pb Давление насыщения нефти газом атм

Q Накопленная добыча скважины м3

S Скин фактор безразмерная

Sw Водонасыщенность д.е.

So Нефтенасыщенность д.е.

Sg Газонасыщенность д.е.

Vw Объем ствола скважины м3

Vндн Объем недобытой нефти м3

Xf Полудлина трещины м

Минерализация пластовой воды г/л

Обводненность %

γн Удельная плотность нефти относительно плотности пресной воды стандартные условия

д.е.

γв Удельная плотность воды относительно плотности пресной воды стандартные условия

д.е.

μ Вязкость (μo - нефти, μw – воды) сП

ρ Плотность (ρo –нефти, ρw – воды) кг/м3

φ Пористость безразмерная

9


ВВЕДЕНИЕ

Общие положения

Данный Технический Стандарт (далее – Стандарт) является документом, устанавливающим комплекс базовых норм, правил и требований к проведению гидродинамических исследований скважин (далее – ГДИС) в компании ТНК-ВР.

Внедрение Стандарта соответствует реализации общей стратегии компании ТНК–ВР в области оптимизации процесса добычи нефти и газа.

Документ стандартизирует процедуры проведения ГДИС с целью повышения эффективности исследований, оптимизации затрат, обеспечения и постоянного улучшения качества промысловой информации.

Стандарт описывает цели и задачи, планирование, основные процедуры и отчетность при проведении гидродинамических исследований.

Стандарт является обязательным к применению документом при проведении всех указанных в нем видов ГДИС.

Данный Стандарт рассматривает общие вопросы проведения ГДИС. Конкретные вопросы проведения ГДИС рассматриваются в соответствующих Инструкциях по проведению ГДИС и иных нормативных документах. В частности, описание бизнес-процессов при проведении ГДИ, создание систем управления базами данных ГДИС рассматриваются в отдельных документах.

Требования Стандарта соответствуют Деловому кодексу ТНК-BP. Процедуры его реализации предусматривают открытое и конструктивное обсуждение качества и эффективности работы сотрудников компании в области ГДИС, совершенствование самого Стандарта с учетом передового опыта.

Основные положения Стандарта соответствуют рекомендациям руководящих документов и отраслевых стандартов в области ГДИС, действующих на территории Российской Федерации.

Настоящий Стандарт разработан для обеспечения надлежащего качества и

объема информации, получаемой при проведении ГДИС, с целью ее дальнейшего эффективного использования при составлении проектных документов, анализе, планировании и контроле разработки месторождений.

Стандарт определяет процедуры организации, планирования, проведения и интерпретации результатов, оборота и хранения данных ГДИС нефтяных и газовых скважин, взаимодействия участников рассматриваемых процессов.

Требования Стандарта распространяются на составление технических и геологических заданий при заключении договоров с подрядчиками на проведение всех типов ГДИС; на составление планов и отчетов по работам, выполняемым силами подразделений ТНК-ВР; на систему контроля качества.

Невыполнение требований данного Стандарта ведет к неэффективному использованию кадрового потенциала и денежных ресурсов компании, снижает степень изученности эксплуатационных объектов при мониторинге, проектировании и научном сопровождении разработки месторождений, повышает лицензионные риски.

10

Положениями данного Стандарта должны руководствоваться геологические службы недропользователей при подготовке исследований, полевые супервайзеры по исследованиям скважин для контроля готовности подрядчиков и качественного


проведения запланированного комплекса исследований, а также инженеры по ГДИС при интерпретации исследований.

При проведении работ необходимо строго соблюдать требования компании в области ОТ, ПБ и ООС, а также неукоснительно соблюдать «Золотые правила безопасного ведения работ в ТНК-ВР».

ГДИС, виды и типы исследований

ГДИС – это комплекс технологических мероприятий по измерению динамических значений актуальных физических величин в скважинных условиях, направленный на получение информации о текущих гидродинамических параметрах и режимах эксплуатации системы пласт-скважины и фильтрационных параметрах пластов. База данных об исследуемом объекте-месторождении используется в дальнейшем при принятии решений о вариантах дальнейшей эксплуатации как всего объекта разработки, так и проведении геолого-технологических мероприятий и коррекции режимов работы отдельных скважин или групп скважин.

Среди разнообразных методов исследования нефтегазовых пластов в условиях

их разработки особое место ГДИС связано с тем, что рассматриваемый тип исследования непосредственно in situ связан с изучением фильтрационных потоков в пластах и потоков жидкостей в скважинах посредством прямого измерения текущих значений и их изменений во времени дебитов (объемных скоростей потоков) и давлений флюидов, их фазовых состояний, а в ряде случаев температур и иных параметров.

ГДИС являются частью общего комплекса исследования скважин и пластов. С

учетом этого в рассматриваемом Стандарте выделяются три вида исследований: • Собственно, гидродинамические исследования скважин (далее - ГДИС) • исследования по получению текущей промысловой информации (далее

- ТПИ) • Исследования, связанные с ГДИС, но по принятой классификации не

относящиеся к гидродинамическим (далее – ГДИС+ - сопровождение). В области ГДИС данный Стандарт распространяется на следующие

исследования, применяемые на практике в компании ТНК-ВР: 1. метод снятия индикаторных диаграмм (ИД); 2. метод кривой восстановления давления (КВД); 3. метод кривой падения давления (КПД); 4. метод кривой стабилизации давления (КСД); 5. метод исследования при закачке (ИЗН); 6. метод кривой восстановления уровня (КВУ); 7. исследование скважины с переменным дебитом (ИСПД); 8. исследование нагнетательной скважины на изменяющихся режимах

(ИДН); 9. метод гидропрослушиваниея (ГП). На практике часто применяются комбинированные исследования вида

ИД+КВД, длительные исследования (ДИС).

11


К области ГДИС+-сопровождение данный Стандарт относит следующие исследования:

1. Определение профиля притока и поглощения (ПП) 2. Отжим динамического уровня 3. Использование многократного испытателя пластов (ГДК) 4. Использование испытателя пластов на трубах) (ИПТ) 5. Запись эпюр давлений и температур (ЭДТ) 6. Глубинные пробы нефти (ГПН) 7. Трассерные исследования При планировании, проведении и интерпретации ГДИС используются

различные технологии, приборы и компьютерные программы, перечни и назначение которых приводится в Приложении

К ТПИ данный Стандарт относит следующие исследования: 1. Измерение дебита жидкости 2. Измерение дебита попутного газа 3. Измерение расхода воды 4. Определение обводненности 5. Измерение трубного устьевого давления 6. Измерение трубной устьевой температуры 7. Измерение межтрубного устьевого давления 8. Измерение межтрубной устьевой температуры 9. Определение забойного давления 10. Определение пластового давления 11. Измерение температуры на забое 12. Определение пластовой температуры 13. Определение динамического уровня 14. Определение статического уровня

12


Требования к исследованиям по видам и объемам

Рекомендуемый объем исследований и охват фонда исследованиями ГДИС, ГДИС+ и ТПИ приводится в РД 153-39.0-109-01.

Для нефтяных, газовых, газоконденсатных, водонагнетательных скважин, вне

зависимости от способа эксплуатации и конструкции, Стандарт разделяет ГДИС на:

• поисковых и разведочных скважинах; • вышедших из бурения скважинах; • действующих скважинах; • скважинах до и после проведения ГТМ.

Исследования водозаборных скважин проводятся по аналогии с

исследованиями вышедших из бурения скважин. Стандартом выделяются

• обязательные исследования - обязательны к проведению; • исследования, проводимые по специальному плану - исследования,

которые проводятся в дополнении к обязательным с целью решения каких-либо вопросов разработки данного объекта, очередность проведения которых не может быть стандартизирована.

Обязательные исследования

Категория поисковые и разведочные скважины. На каждой поисковой, разведочной скважине проводятся разовые

исследования: • ТПИ: замеры пластового давления и температуры, замер статического

уровня; • ГДИС: Освоение + КВД+ИД+КВД; По специальному плану ГП и ДИС

(с обязательным закрытием скважины на забое); • ГДИС+: ПП, ГДК, ЭДТ, ГПН; По специальному плану ИПТ.

Категория скважины вышедшие из бурения. Исследование вышедшей из бурения скважины должны включать:

• ТПИ: замеры пластового давления и температуры, замер статического уровня (замеры 12, 13, 14);

• ГДИС: Освоение+КВД+ИД+КВД (КПД+ИДН); По специальному плану ГП и ДИС;

• ГДИС+: ПП, ГДК, ЭДТ, ГПН; По специальному плану ИПТ. • Такой же комплекс разовых исследований проводится по-

необходимости по специальным планам на простаивающих, наблюдательных, пъезометрических скважинах.

Категория действующие скважины. Исследования ГДИС в первую очередь производятся на скважинах входящих

в опорную сетку скважин. 13


На действующих скважинах допускается проведение следующих исследований по специальному плану:

• ТПИ: замеры пластового давления и температуры, замер статического уровня;

• ГДИС: КВУ, КВД (КПД)*, ИД(ИДН)*; • ГДИС+: ПП, ЭДТ, ГДК, ИПТ, Отбор глубинных проб, Трассерные

исследования. Категория скважины до и после проведения ГТМ.

Для ГТМ, затраты по которым превышают $ 200 000 США проводятся разовые исследования:

• ТПИ: Все замеры осуществляются с периодичностью минимум один день как минимум за месяц до ГТМ и как минимум месяц после ГТМ;

• ГДИС: КВД (КПД)* до и после ГТМ, расчет притока для определения производительности спускаемого оборудования;

• ГДИС+: ПП и ЭДТ Для других ГТМ: По 25% обрабатываемых скважин, приоритетно на скважинах опорной сетки:

• ТПИ: Все замеры осуществляются с периодичностью минимум раз в три дня как минимум за две недели до ГТМ и как минимум две недели после ГТМ;

• ГДИС: КВД (КПД)* до и после ГТМ. (*) В скобках указывается комплекс исследований для нагнетательных

скважин.

14


1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ГДИС

Непосредственной целью проведения ГДИС является определение гидродинамических параметров пластов, рассчитываемых по определенным математическим моделям на основе измерений текущих значений базовых физических величин: давления, скорости потока, температуры и т.д., определение гидродинамических связей, местоположения макромасштабных неоднородностей.

Знание полученных по результатам ГДИС параметров позволяет принимать решения:

• о режимах работы отдельных скважин; • о проведении ГТМ (геолого-технологических мероприятий); • об использовании полученных результатов при построении

компьютерных ПДМ (постоянно действующих моделей); • о вариантах разработки (доразработки) месторождения при

проектировании ТС (технологических схем). Для достижения целей проведения ГДИС решаются задачи: 1) проектирование исследования 2) непосредственное проведение измерений 3) оценка достоверности и интерпретация результатов исследования 4) передача информации заказчику в установленных форматах. Исходя из поставленных целей ГДИС, выбирается необходимый комплекс

ГДИС и производится соответствующее проектирование исследования. Различают цели для: ГДИС на разведочных скважинах и скважинах на стадии ОПЭ/ОПР; ГДИС на эксплуатационных скважинах; ГДИС на нагнетательных скважинах; ГДИС на вертикальных и наклонно-направленных скважинах; ГДИС на горизонтальных скважинах; ГДИС на скважинах с ГРП.

ГДИС на разведочных скважинах и скважинах на стадии ОПЭ/ОПР

Целью проведения ГДИС на разведочных скважинах является: • определение типа флюида и замер начального дебита; • определение скин-фактора; • отбор проб флюида; • определение фильтрационных свойств пласта (проницаемость,

трещины, напластование); • определение границ (разломы, области дренирования); • определение начального пластового давления; • определение потенциала скважины при работе в установившемся

режиме. Использую полученную информацию, производится: • с коммерческой точки зрения определяется тип флюида и стартовый

дебит;

15


• оценка запасов углеводородов; • оценка продуктивности будущих скважин, планирование разработки

месторождения, оценка экономической привлекательности проекта; • анализ PVT; • оценка фильтрационных свойств пласта; • уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины; • определение положения продуктивных пластов и геологических

неоднородностей в межскважинном пространстве.

ГДИС на эксплуатационных скважинах

Целью проведения ГДИС на эксплуатационных скважинах является определение следующих основных параметров:

• проницаемость; • скин-фактор; • забойное давление; • среднее пластовое давления в зоне отбора / нагнетания; • область дренирования, наличие границ. Используя полученную информацию, производится: • оценка продуктивности скважины и потенциала для интенсификации

притока; • оценка фильтрационных свойств пласта; • оценка изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне; • оценка эффективности вскрытия пласта; • оценка энергетических свойств пласта; • уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины; • определение положения продуктивных пластов и геологических

неоднородностей в межскважинном пространстве; • определение межпластовых перетоков.

ГДИС на нагнетательных скважинах

Целью проведения ГДИС на нагнетательных скважинах является определение следующих основных параметров:

• проницаемость; • скин-фактор; • среднее пластовое давления в зоне нагнетания; • область дренирования, наличие границ; • определения давления образования/открытия/закрытия трещин.

Используя полученную информацию, производится: • оценка коэффициента приемистости скважины и потенциала для

интенсификации; • оценка загрязнения призабойной зоны; • оценка фильтрационных свойств пласта; • оценка давления образования трещин в пласте; • оценка энергетических свойств пласта; • уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины;

16


• определение оптимальных параметров (приемистость/забойное давление) работы скважины.

ГДИС на вертикальных и наклонно-направленных скважинах

В зависимости от стадии разработки месторождения цели ГДИС на вертикальных скважинах описаны соответствующими пунктами.

ГДИС на горизонтальных скважинах

В зависимости от стадии разработки месторождения цели ГДИС на горизонтальных скважинах описаны соответствующими пунктами.. Дополнительно определяются:

• длина работающей секции горизонтального ствола; • отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей kv/kh; • механический и геометрический скин-факторы.

ГДИС на скважинах с ГРП. В зависимости от стадии разработки месторождения цели ГДИС на скважинах

с ГРП описаны соответствующими пунктами. Дополнительно определяются: • полудлина трещины; • проводимость трещины; • механический и геометрический скин-факторы.

Цели ГДИС по видам исследований описаны в типовых инструкциях по этим исследованиям.

Техническое задание на исследования, проведение и интерпретацию ГДИС и передача информации для последующего использования играют фундаментальную роль в обеспечении управления качеством всего производственного процесса нефтегазодобычи, поскольку от степени достоверности и своевременного поступления информации по результатам ГДИС принимаются решения, определяющие всю стратегию последующей эксплуатации месторождения. Таким образом, ГДИС являются важнейшим элементом в процессе проектирования и мониторинга эксплуатации месторождений.

17


2. ОПИСАНИЕ ГДИС

В данном разделе приводятся краткие описания основных видов ГДИС, типичные кривые, параметры, получаемые по результатам исследований в скважинных условиях.

2.1. Индикаторная диаграмма (ИД)

Индикаторная диаграмма отображает зависимость дебита жидкости или газа от величины депрессии.

Проведение данного типа исследования предполагает реализацию в скважине последовательного изменения отдельных режимов ее работы путем многократного изменения депрессии и получения при каждом установившемся забойном давлении относительно стабильного дебита жидкости или газа (Рис. 2.1).

Рисунок 2.1. Типичное исследование по записи Индикаторной Диаграммы.

Показаны изменения во времени дебитов и забойных давлений. При исследовании ИД обязательно производятся замеры дебитов жидкости и

газа на каждом режиме, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

Диапазон изменений депрессий: от наименьшей (при которой к забою скважины еще происходит приток жидкости) до наибольшей (при которой скважина работает без возникновения условий выделения свободного газа на забое и без разрушения коллектора и колонны). Другие режимы работы скважины в ходе исследования должны равномерно распределяться между этими крайними значениями.

На этапе проектирования ИД необходимо определить: 1. N - Количество режимов ( оптимальное число - 4 -5, но не менее трех); 2. dd - Депрессию для каждого режима (депрессия на каждом шаге может

регулироваться размером штуцера, частотой работы насоса); 3. t - Длительность работы на режиме.

18


Проведение ИД предполагает использование спускаемых глубинных манометров, возможно использование Y-tool или перманентных глубинных датчиков. Глубина спуска должна быть близкой к объекту исследований. Устье скважины оборудуется приборами для измерения трубного и межтрубного давления и температуры и трехфазным расходомером. По завершении исследования производится считывание результатов, демонтаж приборов и запуск скважины в работу на предписанном режиме.

По результатам интерпретации ИД с высокой степенью достоверности можно определить:

• коэффициент продуктивности; • коэффициенты продуктивности a и b для газовых скважин; • оптимальный режим работы скважины (посредством регулирования

забойного давления, размера штуцера, частоты работы насоса и.т.п.). Особенности. Поскольку для пластов с низкой проницаемостью время стабилизации может

быть очень большим, возможно использование изохронного метода, когда скважина отрабатывает последовательно на каждом из дебитов с последующей остановкой после каждой отработки, причем все периоды отработки и простоя имеют одну и ту же определенную длительность. Исключением является последний режим работы, на котором дожидаются полной стабилизации давления [Эрлагер Р., 2004 ].

2.2. Кривая восстановления давления (КВД)

Кривая восстановления давления это зависимость изменения в скважине забойного давления от времени после ее остановки (прекращения отбора жидкости).

Данный тип исследования предполагает отработку скважины на режиме постоянного дебита на протяжении достаточно длительного времени для достижения стабилизированного давления в пласте с последующей остановкой скважины с полным герметичным закрытием на устье или на забое (для предотвращения эффекта послерпитока (рис.2.2).

19


Рисунок 2.2. КВД. Изменение давления и дебита во времени после закрытия

скважины. Проведение КВД предполагает использование спускаемых глубинных

манометров, возможно использование Y-tool или перманентных глубинных датчиков. Глубина спуска должна быть близкой к объекту исследований. Устье скважины оборудуются манометрами для замера трубного и межтрубного давлений и температур.

Допускается использование манометра на приеме насоса, оборудованного термаманометрической системой (ТМС) передачи данных в том случае, если манометр соответствует требованиям настоящего Стандарта. При использовании манометров ТМС нет потерь нефти на этапе подготовки скважины. В данном случае необходимо обеспечить оперативную ежесуточную передачу данных манометра в геологическую службу заказчика для своевременного принятия решения о прекращении исследования.

При исследовании КВД обязательно производятся замеры дебитов жидкости или газа на режиме отработки, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. t - длительность отработки от закрытия скважины и длительность,

собственно, КВД; 2. dd - депрессию для режима отработки. По результатам интерпретации КВД с высокой степенью достоверности

можно определить: • проницаемость; • скин фактор; • среднее пластовое давления в зоне отбора; • область дренирования, наличие границ пласта; • режим течения.

20


Дополнительно, со средней степенью достоверности, где это возможно, определяются:

• длина работающей секции горизонтальной скважины; • отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей; • геометрический скин- фактор; • полудлина трещины; • проводимость трещины.

Особенности и проблемы Сложно поддерживать постоянный дебит перед закрытием скважины. Для обеспечения отсутствия послепритока необходимо закрыть скважину на

забое. Потери добычи из-за простоя скважины при регистрации КВД. При исследовании низкодебитных скважин с низкопроницаемыми

коллекторами повышение точности обусловлено, главным образом, улучшением качества данных

Следует избегать закрытия скважин на устье. Результаты будут иметь низкий уровень достоверности при кратковременных испытаниях и длительном заполнении ствола. Исследования рекомендуется проводиться с помощью пакеров.

Иногда эти скважины работают в периодическом импульсно режиме перед закрытием. Дебиты жидкости и газа должны быть известны на протяжении 4-5 периодов предыстории.

Преимущества Технически проще обеспечить постоянство дебита равного нулю на устье при

закрытии скважины

2.3. Кривая падения давления (КПД)

Кривая падения давления - это зависимость изменения забойного давления от времени при закрытии (остановке) скважины. В рамках данного Стандарта понятие используется применительно к нагнетательным скважинам.

Данный тип исследования предполагает режим закачки по скважине с последующей остановкой скважины (рис. 2.3).

21


Рис. 2.3. КПД. Изменение дебита и давления во времени после прекращения нагнетания.

При исследовании КПД обязательно производятся замеры приемистости на

режиме закачки, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. t - длительность режима нагнетания до закрытия скважины и длительность,

собственно, КПД; 2. dd - депрессию для режима нагнетания. По результатам интерпретации результатов КПД с высокой степенью

достоверности можно определить: • проницаемость; • скин фактор; • среднее пластовое давления в зоне нагнетания; • область дренирования, наличие границ.


• длина работающей секции горизонтальной скважины; • отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей; • геометрический скин фактор; • полудлина трещины; • проводимость трещины.

Преимущества Дебит закачки легче контролировать, чем дебиты в добывающих скважинах. Экономически простои в нагнетательных скважинах менее убыточны, чем в

добывающих.

2.4. Кривая стабилизации давления (КСД)

Кривая стабилизации давления в добывающих скважинах (часто именуется кривой падения давления в добывающих скважинах)- это зависимость изменения забойного давления при пуске скважины в эксплуатацию с постоянным дебитом после ее длительного простоя.

При исследовании КСД обязательно производятся замеры дебита, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. t - длительность простоя до момента пуска скважины и длительность,

собственно, КСД; 2. dd - дебит рабочего режима. По результатам интерпретации результатов КСД с высокой степенью

достоверности можно определить: • проницаемость; • скин фактор; • область дренирования, наличие границ.


22


• длина работающей секции горизонтальной скважины; • отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей; • геометрический скин фактор; • полудлина трещины; • проводимость трещины.

Особенности и проблемы: Сложно поддерживать постоянный дебит, Скважина не обязательно находится в статическом состоянии перед

исследованием, что характерно для недавно пробуренных или эксплуатировавшихся незадолго перед исследованием.

Преимущества Экономически выгоден, не требует остановки скважины. Исследование может быть весьма длительным, что позволяет определить

область дренирования и границы пласта. На больших временах колебания дебита становятся менее существенны. Следует сказать, что метод кривой стабилизации давления (drawdown test) в

добывающих скважинах, является редко используемым, поэтому решение о проведении данного типа исследования принимается руководителем геологической службы цеха как специальное исследование. В дальнейшем тексте Стандарта не расшифровывается подробно реализация этого метода, учитывая его принципиальную схожесть в процедурном аспекте с другими рассматриваемыми методами.

2.5. Исследования при закачке в нагнетательных скважинах (ИЗН)

Исследование при закачке в нагнетательной скважине (injecting test) - это зависимость изменения забойного давления при пуске скважины в режим закачки с постоянным дебитом после ее длительного простоя (предполагается, что давление по всему пласту постоянно).

При исследовании при закачке обязательно производятся замеры приемистости на режиме закачки, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. t - длительность простоя до пуска скважины и длительность, собственно,

КСД; 2. dd - дебит рабочего режима. По результатам интерпретации при закачке с высокой степенью

достоверности можно определить: • проницаемость; • скин фактор; • область дренирования, наличие границ.


• длина работающей секции горизонтальной скважины; • отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей; • геометрический скин фактор; • полудлина трещины;

23


• проводимость трещины. Особенности и проблемы: Сложно поддерживать постоянный дебит. Скважина не обязательно находится в статическом состоянии перед

исследованием, что характерно для недавно пробуренных или эксплуатировавшихся незадолго перед исследованием.

Наличие эффекта многофазного течения при закачке жидкости, отличной от пластового флюида.

Возможность образования трещин в призабойной зоне Преимущества Экономически выгоден, не требует остановки скважины. Может быть весьма длителен, что позволяет определить область

дренирования и границы. На больших временах колебания дебита становятся менее существенны. Дебит в нагнетательных скважинах легче контролировать, чем в добывающих Следует сказать, что метод исследования при закачке в нагнетательных

скважинах, также является редко используемым, поэтому решение о проведении данного типа исследования принимается руководителем геологической службы цеха как специальное исследование. В дальнейшем тексте Стандарта не расшифровывается подробно реализация этого метода, учитывая его принципиальную схожесть в процедурном аспекте с другими рассматриваемыми методами.

2.6. Кривая восстановления уровня (КВУ)

Кривая восстановления уровня - это зависимость изменения уровня жидкости в межтрубном пространстве от времени после остановки добывающей скважины, находившейся на протяжении длительного времени в эксплуатации.

Рис.2.4. Типичное исследование по записи КВУ с пересчетом значений уровня

жидкости в забойное давление. При исследовании КВУ производятся замеры уровня. Далее данные замеров

пересчитываются в забойные давления и исследование, фактически, сводится к КВД с послепритоком.

24


При подготовке к исследованию устье скважины оборудуется уровнемером и манометром для замера динамического уровня, трубного и межтрубного давлений и температур. Непосредственно перед закрытием скважины на КВУ проводится определение динамического уровня отжимом. При КВУ производятся замеры дебитов жидкости или газа на режиме отработки, а также замеры устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. t - длительность отработки до остановки скважины и длительность,

собственно, КВУ; 2. dd - депрессию для режима отработки. По результатам интерпретации КВУ с низкой степенью достоверности

можно определить: • проницаемость; • скин фактор; • среднее пластовое давления в зоне отбора; • область дренирования, наличие границ.

Особенности и проблемы: Из-за больших погрешностей при определении уровней жидкости

традиционно применяемыми для этого акустическими методами (эхолотами), а также погрешностей при пересчете значений уровней в значения забойного давления, исследования КВУ могут приводить к значительным неточностям при определении фильтрационных параметров пластов.

С целью улучшения качества определения скорости звука необходимо: • выявить факторы, наиболее влияющие на скорость распространения

звуковой волны, • периодически корректировать значения скоростей звука по мере

изменения условий разработки, • использовать контроль отражений от специальных реперов, • монтировать на НКТ специальные реперы, • в качестве поправочного коэффициента использовать формулы

зависимости скорости звука от давления в межтрубном пространстве, адаптированные к условиям конкретных месторождений,

• вести контроль скорости звука непосредственно в момент измерения уровня в конкретной скважине,

• увеличить число измерений скорости звука в исследовании до 20 с анализом динамики изменения ее величины.

Необходимо снизить погрешности в плотности продукции путем отслеживания состава, возможности расслоения и наличия пены. Для чего рекомендуется применять методы отжатия пены и измерения градиента температуры в НКТ.

В целом, качество данных получаемых с помощью КВУ самое невысокое,

поэтому предпочтение надлежит отдавать глубинным измерениям. Таблица 2.1 сравнительной информативности методов ГДИС

Определяемые параметры пласта Метод ГДИС Коэфф

ициент Пла

стовое Про

ницае-С

кин -Пар

аметры Пара

метры

25


продуктивности

давление мость фактор границ трещины

ИД (устьевой и глубинный замер)

+ + − − − −

КВУ (устьевой замер)

+ + + + − −

КВД (глубинный

замер)

+ + + + + +

Обозначения: «+»−возможность получения параметра с требуемой точностью, «−»− невозможность корректного определения параметра.

2.7. Исследования скважин с переменным дебитом (ИСПД)

К исследованиям с переменным дебитом относятся исследования с различными вариантами изменений дебитов скважин при регистрацией соответствующих изменений давлений. Так, исследование типа КВД является частным случаем исследований скважин с переменным дебитом.

В данном стандарте под ИСПД будет пониматься исследования на двух режимах:

при первом - в скважине реализуется псевдо-установившийся приток; при втором - в скважине после осуществляется переход на режим с одним

значением дебита, а затем, - на режим с дебитом в два (как принято в данном Стандарте) раза меньшим предыдущего режима (рис.2.5).

Рисунок 2.5. Исследование скважины с переменным дебитом. Показаны

изменения во времени давления и дебита на двух режимах. Точность измерений дебитов в этом случае имеет намного большее значение,

чем при обычных исследованиях скважин с постоянным дебитом. Без качественных данных изменений дебита невозможно провести достоверную интерпретацию, что накладывает дополнительные требования на используемую аппаратуру и техничку измерений.

При подготовке к исследованию необходимо оборудовать устье скважины трехфазным расходомером, уровнемером и манометром для замера динамического уровня, трубного и межтрубного давления и температуры. По завершении

26


исследования производится считывание результатов, демонтаж приборов и запуск скважины в работу на предписанном режиме.

На этапе проектирования исследования в два режима необходимо определить

t - длительность работы на втором режиме. По результатам интерпретации ИСПД с высокой степенью достоверности

можно определить: • проницаемость и скин-фактор; • среднее давление в зоне дренирования/отбора; • коэффициент продуктивности.

Преимущества данного метода: • снижение потерь по добыче нефти; • минимизация эффекта влияния ствола скважины.

2.8. Исследования нагнетательной скважины на изменяющихся режимах (ИДН)

Исследование, осуществляемое посредством пошагового ступенчатого изменения дебита в нагнетательной скважине (ИДН или Step Rate Test), заключается в следующем: необходимо произвести несколько (часто – 6) равных по времени шагов с изменениями режимов работы скважины путем последовательного увеличения депрессии (рис. 6), с условием, что продолжительность каждого режима достаточна для окончания эффекта влияния ствола скважины.

Исследование должно быть спроектировано таким образом, чтобы первые три режима соответствовали радиальному притоку к стволу скважины, когда закачка идет в пласт без образования трещин. Последние три режима должны обеспечить образование трещин в пласте и изменение характера притока от радиального к линейному.

Рис. 2.6. Процедура проведения ИДН При исследовании ИСПД обязательно производятся замеры приемистости

воды автоматическим расходомером на каждом режиме, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить:

27


1. dd - депрессию для каждого режима (например, меняя последовательность штуцеров);

2. t - Длительность работы на каждом режиме. Основной целью проведения ИДН является определение давление

образования / открытия / закрытия трещин в пласте. В дополнение к давлению образования трещин, ИДН позволяет оценить такие

параметры как проницаемость, скин и среднее пластовое давление в зоне закачки скважины.

2.9. Гидропрослушивание (ГП)

Гидропрослушивание - это исследование изменения давления в реагирующей (наблюдательной) скважине, вызванное изменением депрессии (дебита) в возмущающей скважине.

Рис. 2.7. Типичное гидропрослушивание. Показано изменение дебита на возмущающей скважине и вызванное этим

изменение давления на реагирующей скважине. При исследовании ГП в возмущающей скважине обязательно производятся

замеры дебитов жидкости и газа во время отработки/закачки, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования. В наблюдательной скважине обязательно производится замер забойного давления и температуры высокочувствительными глубинными манометрами.

При исследованиях такого типа для каждой скважины следует использовать два глубинных манометра высокой разрешающей способности (ожидаемый отклик давления может быть в районе 0.01 атм и меньше).

На поздних стадиях разработки, вместо ГП проводятся трассерные исследования.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. t - длительность отработки/закачки возмущающей скважины; 2. dd - депрессию для режима отработки/закачки. По результатам интерпретации ГП с высокой степенью достоверности

можно определить гидродинамическую связность коллектора. Дополнительно, со средней степенью достоверности, рассчитываются:

• общая сжимаемость системы; • средняя гидропроводность коллектора; • средняя пьезопроводность коллектора;

28


• анизотропия проницаемости по площади (при исследовании нескольких скважин).

Особенности и проблемы: Требуется длительное время, чтобы сигнал достиг реагирующей скважины Величина изменения давления в реагирующих скважинах может быть весьма

малой по значению Манометры, установленные в реагирующих скважинах должны иметь

достаточную чувствительность и малый дрейф. В настоящее время этому удовлетворяют кварцевые датчики.

Необходимо поддерживать дебиты соседних скважин постоянными на протяжении всего исследования, чтобы они не вносили помехи.

Преимущества Возможность исследовать пласт сразу по нескольким направлениям. Поскольку в качестве возмущающей может быть выбрана нагнетательная

скважина, а в качестве реагирующих - пьезометрические или наблюдательные скважины, то нет необходимости останавливать добывающие скважины.

2.10. Комбинация ИД + КВД

В практике часто применяется комбинирование исследований ИД и КВД. В таких случаях отработка скважины проводится на различных режимах (рис. 2.8).

Рисунок 2.8. Типичное исследование ИД+КВД. При исследовании ИД + КВД обязательно производятся замеры дебитов

жидкости и газа на каждом режиме, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

В рамках данного Стандарта допускаются только исследования ИД + КВД, причем длительность КВД не должна быть меньше времени записи ИД:

1. отработка скважины на режимах - ИД прямым ходом (увеличение дебита от режима к режиму), причем с равной длительностью работы на каждом режиме;

2. остановка скважины на КВД.

29


Цели исследования ИД+КВД - это комбинация целей исследования ИД и исследования КВД.

На этапе проектирования исследования необходимо определить: 1. N - количество режимов; 2. dd - депрессию для каждого режима. Депрессия на каждом шаге может

регулироваться размером штуцера, частотой работы насоса; 3. t - длительность работы на одном режиме; 4. t - длительность отработки и КВД. При проведении исследования вида ИД+КВД допускаются исследования ИД

только прямым ходом (т.е. с увеличением дебита от режима к режиму).

2.11. Длительные ГДИС (ДИС)

Под длительными ГДИС в настоящем Стандарте понимаются любые исследования ГДИС длительностью более месяца.

Обычно это исследования, проводимые на низкопроницаемых коллекторах (например газовые, шельфовые месторождения), исследования комбинированные типа ИД + КВД, на этапе разведки.

Рис. 2.9. Типовое длительное исследование на газовой скважине. При проведении длительного исследования обязательно производятся замеры

дебитов жидкости и газа на режиме отработки, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.

При исследованиях такого типа для каждой скважины следует использовать два глубинных манометра высокой разрешающей способности не хуже 0.001 атм и минимальным дрейфом (ожидаемое изменение давления может быть в районе 0.01 атм и меньше).

Основная цель длительных ГДИС - это определение объема дренируемых углеводородов для данной скважины. Обладание подобной информацией потенциально может уменьшить количество скважин, необходимых для разработки месторождения и существенно снизить стоимость опытно-промышленной эксплуатации.

30

Данный тип исследований является уникальным. Планирование ДИС осуществляется КЦ. В силу высокой стоимости проведения и высокой степени


важности результатов, каждое длительное ГДИС должно проектироваться особо тщательно. Как правило, проектирование исходит из объема, связность которого необходимо доказать.

Особенности и проблемы: Относительно возрастающее влияние соседних скважин, вызванное тем, что

изменение давления со временем становится соизмеримым с изменением давления, вызванным изменениями режима соседних скважин.

2.12. Особенности исследований газовых и газоконденсатных скважин

Особенности ГДИ газовых скважин по сравнению с нефтяными обусловлены как различиями в физических свойствах флюидов, так и различиями в условиях эксплуатации:

• плотность, вязкость и сжимаемость газа весьма значительно зависят от давления, температуры и состава газа;

• дебиты газовых скважин значительно выше объемных дебитов нефтяных скважин;

• скорости фильтрации газа в пласте и стволе выше; • устьевые давления в газовых скважинах достаточно высоки и меньше

отличаются от забойных; • резкие изменения давления и температуры на нестационарных

режимах, возможность образования гидратов, разрушение призабойной зоны, опасные и вредные свойства газа предъявляют повышенные к технике, глубинным приборам, оборудованию, технологии проведения исследований, экологической безопасности.

• Высокие скорости течения в призабойной зоне вызывают дополнительный перепад давления, который прямо пропорционален объемному дебиту, учитывается как дополнительный скин-фактор.

ИД в газовых скважинах Перед началом исследований методом установившихся отборов давление на

устье скважины должно быть статическим. Исследование проводится на 4-5 режимах прямого хода и 1-2 режимах обратного хода. Каждый режим выдерживается до полной стабилизации. Непрерывно фиксируются давление, температура, дебит газа, количество твердых частиц. Далее скважину закрывают до восстановления давления.

При наличии жидкости в потоке желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом, что позволит определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе испытаний.

Если в процессе испытания скважин происходит очищение призабойной зоны, то коэффициенты и уменьшаются от режима к режиму. При значительном улучшении характеристик призабойной зоны ИД выпукла к оси депрессий. Для более правильного определения коэффициентов фильтрационного сопротивления необходимо испытание проводить от больших дебитов к меньшим.

a b

В случае необходимости можно применять методы удаления жидких и твердых частиц.

31


Допускается использовать монотонно ступенчатое изменение дебита с целью сокращения времени исследования, с обязательным сохранением стабилизации режимов.

Когда вскрываются пласты с низким давлением с целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления, возможно проведение части исследований с выпуском газа в атмосферу через факельную линию. Изохронный метод исследования газовых скважин

Применяется в низкопроницаемых коллекторах, когда время достижения псевдоустановившегося режима притока чрезмерно велико.

Исследование проводится на нескольких различных дебита с периодами остановки между ними. Длительность периодов работы устанавливается постоянной, а время остановок – достаточно продолжительное до восстановления давления до среднепластового. Последний рабочий режим добычи выдерживается время, необходимое для достижения границ.

Длительность периодов добычи можно определить как , где tws – время, необходимое для окончания ВСС, t30 – время, необходимое для распространения перераспределения давления на 30 м от скважины

),max(4 30ttt wsp =

khc

t tφμ20740530= .

Модифицированный изохронный метод исследования газовых скважин Применяется в очень низкопроницаемых коллекторах, когда длительность

остановки скважины для достижения установившегося режима становится слишком большой.

Модификация заключается в приравнивании длительности периодов добычи и остановки. При этом забойное давление не восстанавливается до начального уровня к концу периода остановки.

При интерпретации вместо начального псевдодавления необходимо использовать псевдодавление, соответствующее окончанию периода остановки.

Существует другой метод регистрации ИД, не связанный с изменением

режимов скважины. Регистрация параметров производится каждый раз на рабочем режиме эксплуатации. При этом желательно, чтобы время работы на рабочем штуцере было достаточно продолжительным для того, чтобы скважина вошла в рабочий режим, порядка 5 суток. Очевидно, что для объектов с высокими фильтрационными свойствами время стабилизации дебита может быть меньше, устанавливается опытным путем. Замер производится следующим образом: оператор подъезжает к работающей скважине, не меняет диаметр штуцера, не закрывает устье скважины для снятия КВД, а производит комплексный замер (забойное давление, давление на устье и в межтрубном пространстве, дебит жидкости, обводненность, содержание твердой фракции в жидкости). Поскольку в течение года по разным причинам (снижение производительности насоса, засорение фильтра, снижение или увеличение пластового давления) забойное давление и соответственно депрессия и дебит будут меняться, то 6-12 точек за год дадут ИД, которая полно охарактеризует стационарную работу скважины.

32


Исследования газовых и газоконденсатных скважин при стационарных режимах фильтрации позволяет определить:

• зависимость изменения дебита газа от депрессии на пласт и температуры; • изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита; • коэффициенты фильтрационных сопротивлений; • количество выносимых жидких и твердых частиц с забоя; • условия разрушения призабойной зоны; • коэффициент гидравлического сопротивления труб; • эффективность ремонтно-профилактических работ.

2.13. Некоторые виды ТПИ

Определение профиля притока и приемистости В результате исследований должны быть получены зависимости суммарного

расхода жидкости (газа) и ее обводненности от глубины измерения в пределах общего интервала исследования (интегральный профиль) и определены дебиты жидкости/газа и обводненности для отдельных участков перфорированного интервала (дифференциальный профиль), а также определены заколонные перетоки и профили температур.

Исследования проводятся в соответствии с действующим руководством по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений (Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М. МПР РФ, Минтопэнерго РФ, 1999, 67 с.).

Настоящий Стандарт не унифицирует процедуру проведения исследования по определению профиля притока и приемистости. Каждое исследование проектируется индивидуально для скважины. Многократный испытатель пластов (ГДК)

Данный тип исследования предполагает многократное измерение профиля давления по стволу скважины. Исследования проводятся в скважинах с открытым стволом в интересуемом интервале. Измерение давление производится специальным прибором, спускаемым на кабеле, оборудованным высокоточным манометром.

Настоящий Стандарт не унифицирует процедуру проведения исследований ГДК. Каждое исследование ГДК проектируется индивидуально для скважины.

Существенны точная увязка глубины измерений к каротажам в открытом стволе и пересчет измеренной глубины в абсолютную.

• С помощью исследования ГДК возможно определить: • тип флюида. Некоторые виды ГДК позволяют отбирать глубинные

пробы жидкости; • гидростатические градиенты флюидов; • контакты флюидов; • вертикальную сообщаемость пласта, наличие границ по вертикали; • характер выработки запасов по вертикали; • профиль проницаемости по стволу скважины.

Особенности и проблемы: В необсаженных скважинах существует риск застревания прибора и его утери. Короткий период притока осложняет интерпретацию

33


Запись эпюр давлений и температур (ЭДТ) Эпюры давлений и температур - это записи профилей давления и температуры

по глубине скважины с определенным шагом (не более 250 м). Время остановки прибора на каждом шаге не менее 5 минут.

Эпюры записываются как на работающих, так и на остановленных скважинах. Целью записи эпюр является получение информации о распределении

давления, плотности и температуры по стволу скважины. Данный тип исследования проводится в комплексе других исследований

ГДИС. Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Исследования ИПТ основываются на создании депрессии на пласт для вызова притока жидкости. Обычно продолжительность притока составляет несколько часов

Данный тип исследований предполагает применение специального оборудования для испытания пластов (комплексы типа ИПТ, КИИ, КИОД), спускаемое на бурильных трубах или трубах НКТ. Управление оборудованием осуществляется за счет вращения и вертикального перемещения труб. В комплекс ИПТ входят глубинные манометры.

ИПТ применяются как в открытых, так и обсаженных стволах вертикальных и горизонтальных скважин разного диаметра. Исследования ИПТ в основном применяются на скважинах вскрытых после бурения, разведочных, поисковых, параметрических, и в меньшей мере на эксплуатационных скважинах.

На практике, в основном, исследования ИПТ краткосрочны, с малым отбором флюида. Такие исследования не могут быть использованы для достоверного определения продуктивности скважины, а также для определения фильтрационно-емкостных параметров пласта, объемов дренирования и запасов на скважину.

Цель исследования: • получение представительной пробы пластового флюида; • оценка дебита, депрессии, продуктивности; • оценка проницаемости и скин-фактора; • определение пластового давления и температуры; • очистка призабойной зоны пласта; • оценка технического состояния скважины и качества работы узлов

ИПТ; • освоение скважины.

На этапе разведки, данный тип исследований является уникальным. В силу высокой стоимости проведения и высокой степени важности результатов, каждое исследование ИПТ для скважин должно проектироваться индивидуально для скважины.

Особенности и проблемы: • По мере повышения уровня жидкости в трубах, изменяется дебит, что

требует использование специальной методики интерпертации. • Короткий период притока усложняет интерпретацию. • Незначительная глубина зондирования.

Преимущества

34


Скважина открывается и закрывается на забое, что снижает влияние ствола скважины. Отбор глубинных проб

Мероприятия по отбору проб не относятся к ГДИС и стандартизуются за пределами данного Стандарта (ОСТ 39-112-80), однако результаты физико-химического анализа проб являются составной частью анализа ГДИС.

Каждое исследование по отбору глубинных проб проектируется индивидуально для скважины.

Информация о PVT свойствах флюида необходима для многих аспектов

анализа на неустановившихся режимах фильтрации. Особенно важен отбор флюида во время опробования испытателем пластов на бурильной колонне (ИПТ), поскольку анализ параметров PVT следует проводить на как можно раннем временном этапе эксплуатации месторождения.

Для инженера по интерпретации результатов тест PVT будет использоваться

для следующих целей: • Определить, какие фазы флюидов присутствуют на забое и на устье. • Вычислить состояния равновесия фаз флюидов и сжимаемость фаз,

чтобы привести добытые объемы с устья к забою. • Вычислить состояния равновесия фаз флюидов и плотности фаз, чтобы

привести давления к эталонному уровню. • Вычислить вязкость флюида, чтобы получить значения от

гидропроводности до проницаемости. • Вычислить псевдодавления и псевдовремя, чтобы линеаризовать

уравнения для возможности использования аналитических моделей. • Ввести параметры давления, объема, температуры в численную модель.

Трассерные (индикаторные) исследования Трассерные исследования основаны на прослеживании фильтрационных

потоков в пластах и заключаются во вводе определенной порции меченой жидкости или газа и наблюдении за поступлением ее в контрольные скважины. Наличие меток-индикаторов в извлекаемой из пласта жидкости определяется путем регулярного отбора проб в подконтрольных скважинах и их анализа в лабораторных условиях.

Целью таких исследований являются определение наличия гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, определение направления и скорости перемещения пластовых флюидов, охвата разрабатываемой залежи процессом вытеснения нефти и степени влияния отдельных скважин на фильтрационный процесс, оценка объема непроизводительно закачиваемой воды.

Данный тип исследований является уникальным и проектируется в каждом конкретном случае индивидуально.

35


3. БИЗНЕСС ПРОЦЕСС ГДИС

3.1. Управление качеством

Данный Стандарт следует рассматривать как саморазвивающийся документ, динамические изменения в котором производятся на основе применения идеологии менеджмента качества. Такой подход предполагает «открытое и конструктивное обсуждение качества и эффективности работы» в соответствии с принципами Делового кодекса ТНК-BP. Использование цикла PDCA (plan-do-check-action): планируй-делай-проверяй-действуй позволит реализовать основной принцип процессного подхода: значительно эффективней управлять процессом исследований по отклонениям, нежели заниматься отбраковкой по конечному результату.

Реализация норм Стандарта предусматривает управление проведением ГДИС,

при котором • задана четкая ориентация на результат исследования; • текущие и последующие решения принимаются на основе фактов и

качественных данных; • непрерывно осуществляется мониторинг инноваций в области ГДИС

вовне и их генерирование в самой компании; • организована системы подготовки и переподготовки персонала; • развивается внутрикорпоративное сотрудничество; • постоянно анализируется эффективность процессов.

При этом необходимо обеспечить взаимное согласование и взаимодействие

таких понятий и систем, как локальные стандарты и нормы, исходные и пополняемые базы данных, оборудование и технологии, информационные потоки, система принятий решений, менеджмент, в целом.

Реализация такого взаимодействия требует участия в рассматриваемых процессах квалифицированных планировщиков, постановщиков, исполнителей и управленцев на различных уровнях, использования внутренних ресурсов оперативного консалтинга по горизонтали и по функциям, в том числе и в онлайн-режиме, в определенных случаях участия внешних экспертов-консультантов.

При проведении ГДИС, фактически, оказываются задействованными

основные виды менеджмента: проектный, персонала, безопасности, экологический, поставщиков, продукции, инновационный, ресурсов, процессов, качества.

Поэтому основные документы, инструкции по организации ГДИС раскрывают в той или иной степени каждый из этих видов управления работами, а сам Стандарт предусматривает развитие менеджмента в области ГДИС в направлениях:

• обеспечения качественного проектирования измерений с ясными целями и задачами;

• использования квалифицированного персонала и его постоянного обучения;

• безусловного соблюдения требований безопасности и предотвращения несчастных случаев;

36


• учета требований экологии; • применения оптимальных по своим свойствам для конкретного типа

исследований средств измерений; • совершенствования приборной и технологической базы, методов

интерпретации результатов; • выдачи результатов измерений по требуемым форме и качеству; • оптимизации используемых ресурсов; • совершенствования всех этапов процесса исследования; • реализации идеологии качества в соответствии с корпоративным

кодексом. Совершенствование качества исследований приводит к повышению

достоверности данных, оптимизации процедур и времени проведения исследований, созданию банков данных по всем проведенным замерам с системой внутрикорпоративного доступа и оперативного консультирования и, как следствие, к эффективному использованию полученных результатов при проведении последующих исследований и принятию обоснованных решений.

3.2. Функции БН РиД

Общее управление организацией системы ГДИС осуществляет БН РиД в координации со смежными Бизнес-направлениями.

БН РиД после утверждения руководством компании передает Стандарт в ЦДО и иные производственные единицы, доводит до них общую политику компании в области ГДИС.

При БН РиД формируется НТС (научно-технический совет), при котором функционирует аналитический центр по ГДИС, включающий в себя специалистов в области проектирования, управления, проведения и интерпретации ГДИС.

Ежегодно БН РиД формирует КПЭ ЦДО в области ГДИС. Аналитический центр БН РиД анализирует материалы ЦДО, формирует

годовой отчет по ГДИС в компании, проводит ежегодную конференцию с участием специалистов ЦДО и передает выводы конференции в НТС с целью коррекции Стандарта, Инструкций и разработки корректирующих материалов. Аналитический центр также анализирует внешний опыт по проведению ГДИС и разрабатывает внутренние аналитические материалы и передает их в ЦДО. Аналитический центр организует оперативное решение проблем в случае проведения особо важных и сложных ГДИС в режиме реального времени.

Исследования ГП, ДИС, трассерные, все исследования поисковых и разведочных скважин, а так же особо важные исследования планируются и интерпретируются силами БН и РиД и смежных Бизнес-направлений.

В случае возникновения существенных разногласий в вопросе интерпретации ГДИС между ЦДО и Подрядчиками, БН РиД проводит дополнительный контроль качества интерпретации и дает соответствующие рекомендации.

В случае необходимости Аналитический центр и НТС организуют внешний аудит процессов измерений и результатов ГДИС.

НТС организует образовательные программы для специалистов Аналитического центра и специалистов ЦДО, работу Центр мастерства и обмена опытом компании в области ГДИС.

37


Организуется непрерывная передача передового опыта. Для этого издается внутриведомственный интернет-бюллетень. Аналитический отдел ежеквартально публикует обзоры передового опыта.

3.3. Функции ЦДО / СКРМ

Главный геолог формирует службу контроля разработки месторождения (СКРМ).

В конце каждого года службы главного геолога (ГТМ, ППД, разработка и д.р.), исходя из своих нужд, направляют заявки на ГДИС в СКРМ.

СКРМ консолидирует эти заявки, на их основе составляет опорную сетку скважин и формирует программу ГДИС на год.

До 5 числа текущего месяца СКРМ формирует план ГДИС на следующий месяц для каждого цеха.

СКРМ формулирует цель конкретного исследования и собирает всю необходимую начальную информацию для моделирования исследования.

Для каждой разведочной, поисковой скважины ЦДО согласовывают планы исследований с БН РиД.

Для проведения ГП, ДИС, трассерных исследований ЦДО согласовывают с БН РиД планы исследований.

СКРМ проводит моделирование ГДИС и составляет отчет по моделированию. По результатам моделирования исследования СКРМ составляет план работ на

проведение ГДИС. ЦДО проводит исследование, составляется Дневник оператора, Акт о

проведении работ, а так же сохраняется вся полученная информация (данные манометров, уровнемеров, расходомеров и т.п.) в установленных форматах.

СКРМ проводит интерпретацию исследования и составляет отчет по интерпретации ГДИС.

СКРМ направляет электронную форму результатов ГДИС в Базу данных ЦДО в Банк данных БН РиД.

СКРМ собирает сведения по результатам ГДИС, обсуждает конкретные результаты, один раз в квартал проводит внутренний семинар по обобщению опыта, выпускает внутренний электронный бюллетень и передает эти сведения в Аналитический центр БН РиД.

Группы СКРМ могут получить дополнительное вознаграждение по результатам предложений по совершенствованию процедур ГДИС, Стандарта и Инструкций.

3.4. Функции Подрядчика

При необходимости ЦДО нанимают Подрядчика для проектирования, проведения, интерпретации ГДИС.

ЦДО формулируют цель исследования, собирают и предоставляют Подрядчику необходимую начальную информацию.

Подрядчик проводит моделирование ГДИС и согласовывает с ЦДО Отчет по нему.

Подрядчик составляет и согласовывает с ЦДО План работ на проведение ГДИС.

38


39

Подрядчик проводит исследование и предоставляет ЦДО Дневник оператора, Акт о проведении работ, а так же всю полученную информацию (данные манометров, уровнемеров, расходомеров и т.п.) в установленных форматах.

Подрядчик в процессе выполнения ГДИС может обратиться к СКРМ в случае целесообразности корректировки плана работ. СКРМ в случае невозможности принять решение обращается в Аналитический центр БН.

ЦДО, по своему усмотрению, осуществляют супервайзинг проведения исследования.

Подрядчик проводит интерпретацию исследования, предоставляет и согласовывает с ЦДО Отчет по интерпретации ГДИС.

Информация о результатах ГДИС в соответствии с установленными форматами и техническим заданием передается в ЦДО.

СКРМ направляет электронную форму результатов ГДИС в Базу данных Заказчику (СКРМ Подразделения)в Банк данных БН РиД.

По результатам измерений рабочая группа Подрядчика проводит рабочее совещание с обсуждением результатов измерения, высказывает свои предложения, пожелания по данному замеру и по процедурам исполнения Инструкций и Стандарта ЦДО. В соответствии с ценностью данного сообщения ЦДО может предоставить дополнительный денежный бонус Подрядчику за эту информацию.

СКРМ собирает сведения Подрядчиков по результатам ГДИС, обсуждает конкретные результаты, один раз в квартал проводит внутренний семинар по обобщению опыта, выпускает внутренний электронный бюллетень и передает эти сведения в Аналитический центр БН.

Группы СКРМ могут получить дополнительное вознаграждение по результатам предложений по совершенствованию процедур ГДИС, Стандарта и Инструкций.

Вышеописанная система взаимодействия подразделений и организации

информационных потоков отражена на схеме 1.

нический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.

40

Схема 1. Уровни управления ГДИС и информационные потоки

БИЗНЕС НАПРАВЛЕНИЕ Общее управление ГДИС, управление качеством

База данных

Совещание по итогам измерения, рабочий журнал, файлы

Научно-технический Совет, Аналитическая группа ГДИС

Результаты, файлы

Производственная единица, ЦДО

ПОДРЯДЧИК

Проектирование ГДИС, моделирование Вопросы

Главный геолог, служба контроля разработки (СКРМ)

Группа проведения исследования

Цель исследования, техническое задание, инструкции

Стандарт ГДИС, политика в области

Рекомендации, консультации

Банк Данных

Годовой отчет, ежегодная конференция с участием специалистов ЦДО и подрядчиков

Ежемесячный семинар, служебный электронный вестник ГДИС

Предложения и замечания по Инструкциям, проведению исследований

Предложения и замечания по Стандарту и Инструкциям, использованию результатов исследований

Внешний контроль, публикации, конференции

Тех


3.5. Система управления данными ГДИС

Система управления данными ГДИС (СУД ГДИС) – ИТ решение для автоматизации бизнес-процессов сопутствующих ГДИС и создания единой унифицированной системы учета ГДИС по Компании ТНК-BP. Основные задачи системы СУД ГДИС

• Повышение эффективности и обеспечение полноты сбора данных по ГДИС и доступа к ним;

• Получение отчетов о процессу ГДИС и различных его аспектах для проведения анализа и принятия оперативных решений;

• Сбор и анализ данных по эффективности ГДИС, рискам и сбоям; • Определение проблемных зон в процессе ГДИС; • Обеспечить производственные структуры Компании банком данных

ГДИС для решения задач разработки месторождений. • Автоматизация ряда бизнес процессов связанных с проведением ГДИС;

Эксплуатационные требования Система управления данными ГДИС должна автоматизировать следующие

основные задачи и процессы: • Планировать ГДИС по подразделениям компании на различные

временные промежутки; • Хранить исходную информацию (замеры) ГДИС; • Хранить результаты интерпретации ГДИС; • Хранить отчетную документацию; • Конвертировать исходную информацию (замеры) ГДИС в формат

специализированных программных пакетов по анализу и интерпретации;

• Проводить аналитические экспресс-расчеты; • Формировать различного вида отчеты (стандартные и формируемые

пользователем); • Создавать наряды на выполнение работ и акты по результатам

выполнения работ по ГДИС; • Вести документооборот по процессу ГДИС (Наряд-задание, Акт

выполненных работ, Акт претензия и т.д.) • Выгружать данные для работы с инструментом по построению карт

(собственным или интегрируемым).

3.6. Риски невыполнения требований Стандарта и их преодоление

Возможное невыполнение требований Стандарта может проявиться на системном уровне и на уровне отдельного исследования ГДИС.

В первом случае можно выделить риски неквалифицированного управления процессом планирования и проведения ГДИС, неэффективного или неполного использования результатов ГДИС, рассогласованием прямых и обратных связей в информационных потоках результатов ГДИС и управления качеством процедур ГДИС на всех этапах. Преодоление этих рисков обеспечивается неуклонным повышением квалификаций руководителей на всех уровнях проведения ГДИС,

41


организацией внутреннего и внешнего мониторинга результатов ГДИС, управлением качеством процессов ГДИС, анализом и, в случае необходимости, коррекцией формулировок процедур реализации данного Стандарта, организацией, исследованием и контролем эффективности использования результатов ГДИС, достижения целей ГДИС и применения их результатов.

Во втором случае можно выделить риски некорректного исполнения последовательности процедур инструкций проведения конкретных исследований, использования некачественных приборов, неверной интерпретации результатов, недостоверной или неполной отчетности, происшествий, связанных с нарушениями правил и требований охраны труда, безопасности, охраны окружающей среды. Преодоление подобных рисков связано со своевременным проведением инструктажей, организацией образовательных программ, программ переподготовки и обмена опытом, неуклонным соблюдением установленных правил, норм и кодексов, поверкой приборов, соблюдением опробированных и регламентированных технологий проведения исследований.

3.7. Охрана труда, правила безопасности и охрана окружающей среды

Вопросы охраны труда (ОТ), правил безопасности (ПБ) и охраны окружающей среды (ООС) детально рассматриваются в соответствующих корпоративных Стандартах . Ниже приводятся важные положения из этих внутренних нормативных документов.

В Компании применяется концепция единой рабочей силы, согласно которой «и работники Компании, и подрядчики будут обязаны соблюдать единые стандарты ОТ, ПБ и ООС. Подрядчики являются одним из ключевых факторов, влияющих на результаты деятельности Компании в области ОТ, ПБ и ООС».

Требования в области ОТ, ПБ и ООС в отношении управления проектами установлены Процедурой «Категоризация, контроль и управление проектами в области ОТ, ПБ и ООС».

Компания совместно с подрядчиками работает над тем, чтобы обеспечить ясность и скоординированность требований в области ОТ, ПБ и ООС; проведение подрядчиками оценки рисков в области ОТ, ПБ и ООС, встречающихся при выполнении ими заданных объемов работ, понимание ими этих рисков и принятие в процессе выполнения работ в согласованные сроки соответствующих мер по устранению и/или снижению таких рисков.

Компания контролирует деятельность подрядчиков и взаимодействует с ними по выявлению и устранению недостатков в соблюдении требований и стандартов по ОТ, ПБ и ООС.

Процесс управления рисками в области ОТ, ПБ и ООС включает следующие этапы:

• идентификация источников опасности и экологических аспектов деятельности;

• выявление, оценка и определение приоритетности рисков; • определение мер, направленных на предотвращение и уменьшение

степени опасности. Ответственными за Процесс управления ОТ, ПБ и ООС по конкретным

направлениям бизнеса являются руководители БН и БФ, а также их соответствующий линейный менеджмент.

42


Для обеспечения взаимодействия Управления ОТ, ПБ и ООС с другими структурными подразделениями Компании в области ОТ, ПБ и ООС, а также с подразделениями со взаимосвязанными функциями функционирует Совет по ОТ, ПБ и ООС.

Материалы для оперативного реагирования в рамках Процесса управления ОТ, ПБ и ООС все работники Компании получают в рамках оперативной отчетности о происшествиях. Ключевые функции в получении данной отчетности осуществляет Центральное диспетчерское управление Компании, куда представляются данные из диспетчерских подразделений Обществ и откуда эти данные в стандартизованной форме передаются руководителям и распространяются специалистам Компании в соответствии с их функциональными обязанностями.

Управление ОТ, ПБ и ООС Компании обеспечивает организацию обучения персонала в области ОТ, ПБ и ООС.

В части обеспечения промышленной безопасности основными направлениями управления технологическими операциями являются следующие:

• своевременное декларирование опасных производственных объектов, сертификация и паспортизация оборудования;

• обеспечение противоаварийной устойчивости оборудования путем своевременных осмотров, ингибирования, профилактики, ремонтов и других работ, направленных на безопасность эксплуатации и поддержание высокого уровня работоспособности оборудования;

• совершенствование системы постоянного и эффективного производственного контроля за соблюдением регламентов технологических операций и работы оборудования;

• внедрение современных, более безопасных технологий и оборудования; • наличие специализированных подразделений, оснащённых

необходимой техникой и оборудованием для оперативного устранения последствий возможных аварий.

43


4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГДИС

Общая схема проектирования ГДИС состоит из следующих процедур: 1. сформулировать цель проведения исследования; 2. выбор вида исследования 3. осуществить выбор скважин кандидатов для проведения ГДИС; 4. собрать и проанализировать имеющуюся начальную информацию; 5. произвести компьютерное моделирование исследования; 6. рассчитать время необходимое для исследования; 7. рассчитать потери добычи и оценить стоимость исследования; 8. определить требования к оборудованию; 9. принять решение о целесообразности проведения исследования; 10. составить план работ на проведение ГДИС.

4.1 Цели проведения ГДИС и расчетные параметры

Общие цели проведения ГДИС описаны в разделе 2 настоящего Стандарта. К конкретно решаемым задачам следует отнести:

• определение фильтрационных параметров пластов; • уточнение геологического строения месторождения; • оценка эффективности применяемой системы разработки; • оценка энергетического состояния залежей; • подбор оптимального режима и способа эксплуатации; • оценка качества вскрытия и состояния призабойной зоны; • контроль эффективности мероприятий воздействия на пласт.

Основные параметры, определяемые по результатам проведения ГДИС: • тип флюида и начальный дебит (для разведочных скважин); • начальное пластовое давление (для разведочных скважин); • фактический коэффициент продуктивности (премистости); • скин-фактор; • приведенный радиус скважины; • проницаемость пласта и призабойной зоны; • коэффициент гидропроводности; • коэффициент подвижности; • коэффициент пьезопроводности; • среднее пластовое давления в зоне отбора и нагнетания; • забойное давление; • область дренирования.

Дополнительные параметры, определяемые по результатам проведения ГДИС: • тип модели течения; • наличие разломов, границ платов, расстояние до границы; • дебит (расход) жидкости потенциально возможный; • коэффициент продуктивности (приемистости) потенциально

возможный; • полудлина трещины; • безразмерная удельная проводимость трещины;

44


• коэффициент влияния ствола скважины; • эффективная длина горизонтальной скважины; • коэффициент перетока в двупоровой модели; • отношение упругоемкостей систем матрицы и трещины; • давление гидроразрыва пласта; • отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной; • механический и геометрический скин-факторы; • подтверждение гидродинамической связанности пласта в определенной

зоне дренирования; • оценка минимально связанного объема запасов углеводородов

дренируемых скважиной.

4.2. Выбор вида исследования

Выбор вида исследования зависит от типа и статуса скважины: нагнетательная или добывающая, действующая или закрытая. В зависимости от требуемой информации планируется исследование одиночной или нескольких скважин.

В первую очередь в добывающих скважинах механизированного фонда определяется вопрос измерения забойного давления (стационарным манометром с системой передачи данных в режиме реального времени, автономным, помещенным под прием насоса, глубинным по межтрубному или с использованием Y-tool, уровнемером). Приоритет должен быть отдан стационарным датчикам с возможность опроса в системе реального времени и автономным приборам, размещенным под приемом насоса, как не требующих остановки скважины для спуска прибора, т.е. не вызывающих нарушение режима.

Для минимизации погрешности измерений уровнемером (эхолотом) использовать систему мероприятий (подробнее в Приложении), включающих наварные реперы на НКТ.

Эффекты, связанные с многофазным течением, могут оказаться существенными. Разделение фаз в НКТ может привести к появлению аномальных кривых, чего следует избегать.

Для добывающих скважин основной проблемой может оказаться длительность исследования. Для нагнетательных - легче выполнить исследование при падении уровня, чем при закачке. Предпочтительно исследование при закачке выполнить сразу же после исследования методом падения уровня, что может дать дополнительную информацию.

Во время исследования полезно записывать наряду с забойным и устьевые трубное и межтрубное давления. Их сопоставление позволит получить представление о перераспределении фаз в стволе скважины, влиянии объема ствола, негерметичности пакеров или НКТ, проверить достоверность работы глубинного манометра.

4.3 Критерии отбора скважин-кандидатов для проведения ГДИС

Критерии для скважины кандидата ГДИС: • скважина не вскрывает совместно несколько эксплуатируемых

объектов; • герметичность обсадной колонны;

45


• герметичность и исправность устьевого оборудования; • отсутствие заколонных перетоков; • для КВУ - газовый фактор не более 1000 м3/м3; • на соседних скважинах не планируется изменение режимов работы; • на соседних скважинах не планируется проведения ГТМ; • есть возможность спуска глубинных манометров (для КВД/КПД), или

скважина оборудована стационарным манометром с системой связи в реальном времени, или автономным манометром на/под приемом насоса;

• есть возможность установки устьевых манометров; • есть возможность установки расходомера.

Опорная сетка скважин Опорная сетка скважин (ОСС) – это список скважин, по которым с

определенной периодичностью проводятся ГДИС. Цель создания ОСС - мониторинг разработки месторождения (построение

карты давлений, карты kh, карты коэффициента продуктивности и т.п.) Опорная сетка скважин формируется раз в год:

• для каждого объекта разработки; • для действующих добывающих и водонагнетательных скважин.

Опорная сетка скважин формируется согласно следующим критериям: • равномерное распределение скважин по площади, по блокам; • зоны максимального изменения пластового давления; • зоны планируемых ГТМ; • связность залежи, наличие зон выклинивания или предполагаемых зон

замещения. • в количестве оптимальном для построения карт с минимальными

потерями. ОСС дополнительно включает пъезометрические, простаивающие скважины

фонда, отвечающие критериям скважин-кандидатов ГДИС (см пункт 4.3). Опорная сетка должна включать 20-25 % действующих добывающих скважин

и 20-25% действующих нагнетательных скважин и по 10%- на стадии падающей добычи. Конкретное число опорных скважин определяется главным геологом цеха с учетом плотности сетки скважин, конкретных геолого-геофизических и эксплуатационных условий каждого рассматриваемого участка месторождения.

4.4 Сбор начальных данных

Необходимо собрать следующую начальную информацию: 1. Информация по скважине:

a. конструкция скважины; b. описание интервала перфорации; c. номинальный диаметр скважины (Радиус скважины по долоту) rw; d. оценка скин фактора в интервале эксплуатируемого пласта S.

2. Инклинометрия 3. Свойства пород и флюидов в интервале эксплуатируемого пласта

a. оценка проницаемости эксплуатируемого пласта k; b. эффективная толщина h;

46


c. пористость φ; d. водонасыщенность Sw; e. нефтенасыщенность So; f. газонасыщенность Sg; g. вязкость нефти μo; h. вязкость воды μw; i. плотность нефти ρo; j. плотность воды ρw; k. минерализация пластовой воды; l. давление насыщения нефти газом Pb; m. объемный коэффициент нефти Bo; n. объемный коэффициент воды Bw; o. сжимаемость воды cw; p. сжимаемость нефти co; q. сжимаемость газа cg; r. сжимаемость породы cr; s. общая сжимаемость ct.

4. Карта текущих отборов с расположением скважин 5. Результаты интерпретации ГИС 6. Геологическое описание пластов, их строения и характерных особенностей 7. Вся историю работы скважины (дебиты флюидов во времени с учетом

переводов с пласта на пласт) 8. История проведения ГТМ 9. История проведения исследований

Все перечисленные данные должны быть собраны и представлены в виде Excel документа см. ПРИЛОЖЕНИЕ.

По каждому виду данных обязательно добавить источник информации, дату проведения исследования \ обработки \ интерпретации.

При наличии расхождений в исходных данных или наличии нескольких вариантов необходимо предоставить все имеющуюся информацию с комментариями о происхождении и причине расхождений.

4.5 Моделирование исследования

Моделирование проводится для всех типов ГДИС. Для месторождений, на которых проводится большое количество однотипных

исследований (более 100 исследований одного типа, одного объекта в год), допускается проведение типового моделирования исследования конкретного объекта разработки. Данное типовое моделирование должно синтезировать все имеющиеся данные, знания и наработки относительно исследований этого объекта.

На этапе моделирования необходимо: 1. Проверить начальные данные, оценить качество данных. 2. Определить допустимые интервалы изменения основных параметров (ВСС,

эффективная толщина, проницаемость, скин-фактор и т.д.) 3. Определить модель скважины, модель пласта, модель границ. 4. Произвести численное моделирование исследования

47


a. Построить график зависимости дебита и давления от времени, с нанесением фактических данных о работе скважины.

b. Построить диагностический график. c. Проанализировать достигается ли радиальный приток во время

исследования. В случае необходимости повторить моделирование, изменяя время отработки, дебит отработки, время остановки.

d. Произвести анализ чувствительности по ключевым параметрам. 5. Рассчитать значение потерь добычи 6. Составить отчет по моделированию.

4.6 Расчет длительности исследования

Стандартом предусматривается расчет длительности только для исследований группы ГДИС.

Исследования ИПТ, по сути, являются замерами. Длительность замеров должна обеспечивать достоверное определение измеряемой величины и стандартизуется за пределами данного Стандарта.

Исследования ГДИС+ являются разовыми исследованиями, длительность которых в каждом конкретном случае зависит от условий проведения исследований, свойств пласта и характеристик используемого оборудования.

Длительность определяется по результатам численного моделирования исследования. Дополнительно, приводится ряд полезных формул: Определение длительности исследования Стандартом вводятся следующие основные обозначения: tt длительность исследования tp длительность работы скважины на режиме Δt длительность остановки скважины tr время выхода скважины на режим радиального (псевдорадиального) притока к

стволу скважины tws время окончания влияния ствола скважины (ВСС) tрss время начала псевдо-установившегося притока к стволу скважины

В зависимости от типа исследования ГДИС под длительностью исследования понимается:

ИД, ИДН, ИСПД tt=N*tp, где N – количество режимов работы скважины

(1)

КВД, КПД, КВУ, ИД+КВД, КПД+ИДН

tt=tp + Δt (2)

При исследованиях ГП и ДИС, из-за их уникальности, длительность рассчитывается индивидуально для каждого конкретного случая.

Далее в Стандарте приводятся формулы для расчета значений tp; Δt; tr; tws; tрss. Минимальная длительность остановки скважины Δt

При исследованиях КВД, КПД, КВУ, ИД+КВД, КПД+ИДН: , если tr<tws wstt 10=Δ ( 3)

48


rtt 10=Δ , если tr>tws ( 4)

Для исследований ГДИС, целью которых является выявление/подтверждение границ, длительность остановки рассчитывается отдельно. Расчет времени окончания ВСС - tws ВСС С (см [Эрлагер Р., 2004] стр. 28 формула

(2.17)) fcwVC =

(5)

Время окончания ВСС

tws Для КПД в добывающих и при

закачкеμ/

)154726526(kh

Cs+ (см [Эрлагер Р., 2004] стр. 28

формула (2.21b))

Для КВД и падения уровня μ/

22105 14.0

khCe s

(см [Эрлагер

Р., 2004] 28 формула (2.22b))

(6)

Расчет времени начала радиального режима - tr Вертикальная скважина

tr Для КПД в добывающих и при закачке

μ/)154726526(

khCs+ (см [Эрлагер Р., 2004] ф-ла

(2.21b))

Для КВД и падения уровня μ/

22105 14.0

khCe s

(см

[Эрлагер Р., 2004] с.28 ф-ла (2.22b))

(7)

Горизонтальная скважина

tr k

cL t

37.11230 2φμ (см [S.D. Joshi] стр. 184 ф-ла (6-26))

(8)

Скважина с ГРП

tr kcX tf

00036.02 2φμ

(см [Эрлагер Р., 2004] с.318))

kcXe tf

Fcd

00036.05 2))(5.0( 6.0

φμπ −−

, где kXwk

Ff

fcd = - безразмерная

проводимость трещины

(9)

Газовая скважина

tr Расчет следует проводить, используя KAPPA Saphire

(10)

Расчет времени начала псевдо-установившегося режима- tрss Вертикальная скважина

tрss k

rct et

pss

2

23.870φμ

= (см.[Dake L.P] стр. 278 формула

(4.81))

(11)

Горизонтальная скважина

tрss k

Actφμ420 из 1.0)( =Δ eslDAt 5 ( см [S.D. Joshi, 1991]

ф-ла (2-14 ) табл.2-5)

(12)

49


Скважина с ГРП

tрss kcX tf

00036.02 2φμ

( Эрл с.318)

kActφμ492 из 1.0)( =Δ eslDAt 75 ( см [S.D. Joshi, 1991]

табл.2-3)

kActφμ560 из 2.0)( =Δ eslDAt ( см [S.D. Joshi, 1991]

табл.2-4)

(13)

Минимальная длительность работы скважины на режиме tp Стандартом устанавливается следующая минимальная длительность: При исследованиях ИД, на каждом режиме:

psspi tt = , ( 12)

Общая длительность ∑ , где N- число режимов. =

N

ipit

1

При исследованиях ИСПД в два режима: Первый режим ; второй pssp tt = ),max(10 rwsp ttt ≥ ( 13)

При исследованиях ИДН: ),max(10 rwsp ttt ≥ ( 14)

При исследованиях типа КВД, КПД, КВУ, ИД+КВД, КПД+ИДН: Поисковая разведочная скважина:

( 15) максимально возможный tt p Δ≥

дебит Вышедшая из бурения скважина

максимально возможный дебит tt p Δ≥ ( 16)

Действующая скважина (17) p tt ≥ pss

Скважины До и После ГТМ

Исходя из предполагаемого среднего дебита

отработки qср и разрешающей способности манометра Anoise, можно оценить минимально необходимую длительность отработки скважины, при ко орой ошибка в определении производной будет меньше 1

До ; После pssp tt ≥

tp Δ t ≥

( 18)

т 63077 с.0% (см [Daungkaew S, SPE 3])

153.32

53.32

−

−Δ=

−

−−

cp

noise

cp

noise

BqkhAl

BqkhAl

ll

p

e

eeettμ

μформула в единицах SPE

Filed units: (пси, фут, баррель/день, сП,

мД, час)

(19)

50


51

цаемых пластов, с трещинами АГРП, ечением

ояние, перед остановкой скважины на исследование ен быть указан кратно времени

иназначенной к ГДИС, или по ближайшей аналогичной (того же

назн.

ГРП и т.п.) и вносятся соответствующие исходных параметров предпочтение отдается данным

едований.

с д н ьчих температурах,

подт

н работы. Это позволяет

увеличить

ание уделять герметизации саль

о более предпочтительны для заме и

нометра не должен превышать максимально возм

к идва однотипных глубинных манометра. Динамика показаний позволит выявлять

Проектирование сложных ситуаций при исследовании пульсирующих низкодебитных скважин, низкопрониненьютоновских нефтей, горизонтальных скважин проводить с привлболее опытных специалистов (из КЦ). Расчет времени работы скважины после кратковременной остановки

Если технология исследования требует кратковременной остановки для спуска глубинного прибора, то должно быть рассчитано (смоделировано) время последующей работы скважины на режиме, достаточное для возвращения системы в псевдоустановившееся состметодом КВД/КПД/ ИСПД/ДИС. Результат должкратковременной остановки. Использование корпоративного банка данных

Из базы данных собирается информация о времени начала и окончания отдельных режимов (ВСС, радиального, линейного, влияния границ т.п.) для скважины, пред

ачения, сходного геологического строения и размещения) на наиболее позднюю дату

В случае несовпадения результатов моделирования, расчета длительности и сведений из банка данных, определяется причина (изменение интервалов, изменении типа флюида, обработка, коррективы. При совпадениииз банка промысловых иссл

4.7. Выбор оборудования

Подбор глубинного манометра Выбор автономного цифрового манометра ле ует делать, ос овываяс на

требуемых метрологических характеристиках, давлении и рабовержденной надежности, объеме памяти и автономности батарей для

желаемой скорости записи и продолжительности исследований. Приоритет должен быть отдан стационарным датчикам с возможность опроса

в системе реального времени и автономным приборам, размещенным а/под приемом насоса с большой длительностью автономной

количество так называемых «бесплатных» исследований во время незапланированных остановок/запусков/смены режимов.

При использовании телеметрии особое внимников лубрикаторов / кабельных вводов. При малейшей негерметичности

сальника во время КВД испытания забраковываются. Кварцевые датчики имеют более высокие метрологические характеристики по

сравнению с тензометрическими датчиками и обычнров изменения давления на неустанов вшихся режимах, гидропрослушивании,

давления в газовых и газоконденсатных скважинах. Предел по давлению маожное давление при ГДИС более чем на 20%. Количество манометров Для особо важных и длительных исследований ре омендуется спользовать


52

метров) позволит отсл

пуску глубинных манометров, исхо х манометров.

й раз при исследовании мано на одну и ту же глубину.

уры на протяжении всего исследования tt с частотой минимум 1 точ

т вывода данных с глубинного манометра: р ствола скважины

ГГГ

ренная глу

Г) СС) ие ратура

эксплуатационные неполадки и дрейф. Разность показаний манометров, расположенных на разных глубинах (с расстоянием в несколько

еживать изменение градиента давления (плотности смеси). Предусмотреть технологические операции по сдя из физических размеров самиГлубина спуска манометров Манометры должны спускаться максимально близко к объекту исследований. При многократных исследованиях скважины, каждыметры должны спускатьсяЧастота замеров Объем памяти и скорость записи манометра должны обеспечивать запись

давления и температка в 5 секунд. Формат данных Устанавливается следующий форма

Скважина 1254 номеМесторождение ВХтип манометра СВ номер манометра 5487 дата тарировки ДД.ММ.ГГлубина спуска (м) 1680 (Изме бина) Дата (ДД.ММ.ГГГ

Время (ЧЧ.ММ.

Давлен(атм)

Темпе (°С)

25.01.2010 16:15:37 156.152 68.17 25.01.2010 16.15.38 156.155 68.15

Данный формат используется для передачи данных от Подрядчика к Подр

данных для загрузки в корпоративный банк данных приводятся в {8}.

ценка отклонения величины измеренного значения от её истинного знач

артом устанавливается допустимая погрешность измерения не более ±0.2

епособность манометра различать близкие по значению величины

давлоценивается предполагаемый угол наклона линии

радиального притока m

азделению. Форматы

Погрешность измерения Это оения. Стандатм. Разр шающая способность Это сения. Предварительно

радиального притока: Угол наклона линии

khm

Bqcp μ5.21м [Эрлар] стр. 103

(22)= (с

формула (5.5)) Необходимо, чтобы разрешающая способность манометра была меньше m. Стандартом устанавливается допустимая разрешающая способность не хуже

0.01 атм.


53

ги допус

олжны использоваться манометры с длительным периодом авто .0 а

льно, включающими в себя сти и скорости потока. Устье также должно быть оборудовано комп м

особность не хуже 0.01°С. Дополнительных

в к

ию манометра не должен превышать максимально возм

ть записи манометра должны обеспечивать запись давл

Для дропрослушиваний и особо важных КВД тимая разрешающая способность не хуже 0.001 атм.

При исследовании низкодебитных скважин с низкопроницаемыми коллекторами повышение точности обусловлено, главным образом, улучшением качества данных. Д

номии, разрешением 0 01 тм и антивибрационными характеристиками 6 класса надежности.

Параметры газовых и газоконденсатных скважин регистрируются глубинными комплексными приборами, включающими датчики давления, температуры разрешающей способности не менее 0.005 атм и 0.01 °С и повышенной точности (не хуже 0.001 атм) для пластов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЭС), и, желате

датчики влажнолексом анометр-термометр того же класса точности. Температура Замеры температуры необходимо производить одновременно с замером

давления. Разрешающая сптребований к замерам температуры настоящим Стандартом не предусматривается. Подбор устьевого манометра

При проведение исследований обязательным является использование электронных устьевых манометров.

Для замера давления линии вы ида / факельной линии допускается использование механических манометров.

Предел по давленожное давление при ГДИС более чем на 20%. Частота замеров Объем памяти и скоросения и температуры на протяжении всего исследования tt ов

мини уту.

Формат Данных вливается щий формат вывода данных с у метра:

1254 номер ствола

скважины

с частотой замермум 1 точка в минНа время исследования скважины частота замеров может быть увеличена.

Устана следую стьевого мано

скважина

месторождение ВХ тип манометра УМ номер манометра 3587 место установки Дата тарировки ДД.ММ.ГГГГ Дата (ДД.ММ.ГГГГ) СС)

ие ература Время (ЧЧ.ММ.

Давлен(атм)

Темп(°С)

25.01.2010 16:15:37 15.15 1.1 25.01 .2010 17.15.37 17.15 1.1

Данный формат используется для передачи данных от Подрядчика к Подразделению.


Форматы данных для загрузки в корпоративный банк данных приводятся в [Технический стандарт ТНК-ВР «Представление информации по опробованию и испытаниям скважин», 2009].

Погрешность измерения Стандартом устанавливается допустимая погрешность измерения не более

±0.5 атм. Разрешающая способность Стандартом устанавливается допустимая разрешающая способность не более

0.1 атм. Температура Замеры температуры необходимо производить одновременно с замером

давления. Разрешающая способность не хуже 0.01°С. Дополнительных требований к замеру температуры настоящим Стандартом не предусматривается. Подбор уровнемера

Обязательным является наличие таблицы скоростей звука в газе у подрядчика, для введения поправок. А также обязательно наличие у подрядчика ГАИ – генераторов акустических импульсов для скважин с низким межтрубным давлением (меньше 1 атм).

Частота замеров Объем памяти и скорость записи уровнемера должны обеспечивать запись

уровня, давления и температуры на протяжении всего исследования tt с частотой замеров минимум 1 точка в 10 минут.

Формат данных Устанавливается следующий формат вывода данных с уровнемера:

скважина 1254 номер ствола скважины

месторождение ВХ тип манометра УМ номер манометра 3587 место установки Дата тарировки ДД.ММ.ГГГГ Дата (ДД.ММ.ГГГГ) Время (ЧЧ.ММ.СС) Уровень (м) Давление

(атм) 25.01.2010 16:15:37 456 5.1 25.01.2010 17.15.37 466 6.1


Форматы данных для загрузки в корпоративный банк данных приводятся в [Технический стандарт ТНК-ВР «Представление информации по опробованию и испытаниям скважин», 2009].

Погрешность измерения Стандартом устанавливается допустимая погрешность измерения не хуже ± 1

метр Разрешающая способность Не определяется.

Подбор расходомера

54


При проведении ГДИС точность замеров дебитов является столь же важной, как и точность замеров давления. Поэтому необходимо максимально точно производить замер дебитов.

Приоритетным является использование переносных трехфазных расходомеров. Допускается замер замерными установками, либо отработка на мерную емкость.

На период отработки скважины tp Стандартом устанавливается: 1) частота замеров не реже одного замера в час. Для многофазных

расходомеров не реже одного раза в минуту; 2) допустимая погрешность измерения не более ±2 % в диапазоне измерений; 3) допустимая разрешающая способность не более 1% в диапазоне

измерений. Формат данных Устанавливается следующий формат вывода данных с расходомера:

скважина 1254 номер ствола скважины

месторождение ВХ тип расходомера РМ номер расходомера 22

дата тарировки ДД.ММ.ГГГ Дата (ДД.ММ.ГГГГ)

Время (ЧЧ.ММ.СС)

Дебит Жидкости (м3/сут)

Дебит попутного газа (м3/сут)

Расход воды (м3/сут)


25.01.2010 16:15:37 456 1100.1 0 12.5 25.01.2010 17.15.37 466 1200.2 0 12.2


Форматы данных для загрузки в корпоративный банк данных приводятся в [Технический стандарт ТНК-ВР «Представление информации по опробованию и испытаниям скважин», 2009]. Метрологический контроль

Для обеспечения точности замеров абсолютного давления глубинные манометры должны быть oткалибрированы в течение последних 12 месяцев. Там, где это возможно, следует выполнить проверку калибровки до того, как манометры будут использованы в следующей скважине/или операции.

Для получения удовлетворительных результатов измерений параметров пластов и скважин требуется комплексный метрологический контроль на всех этапах реализации методики измерения по каждому измеряемому параметру.

Метрологическая служба геофизического предприятия (подрядчика) осуществляет контроль за соблюдением установленных метрологических правил и норм путем выполнения калибровки и поверки геофизической аппаратуры с использованием калибровочного оборудования. Необходимо указание в «Сертификате о калибровке» аппаратуры сведений об эталоне, применённом при передаче единицы величины используемому калибровочному оборудованию, а также об организации-хранителе этого эталона. Обязательна коррекция

55


температурной погрешности манометров непосредственно в процессе измерений. Такая же коррекция желательна для скважинных расходомеров.

4.8. Расчет потерь по добыче

Объем недобытой нефти

Vндн 24ндн

tqV срΔ=

Стоимость недобытой нефти

Стоимость= Vндн*цена нефти руб/м3

4.9.Особенности проектирования исследований газовых и газоконденсатных скважин.

Проектирование исследования газовых и газоконденсатных скважин необходимо вести с применением специализированных программных пакетов типа Saphir. Простейшие ормулы приведены в [Гриценко А.И., 1995].

При расчете дебитов необходимо учитывать: возможность образования гидратов, возможность подтягивание подошвенной воды, недопущения максимальных дебитов, приводящих к разрушения призабойной зоны, которое фиксируется по выносу частиц песка и цементирующего материала породы на поверхность, возможность «самозадавливания» пласта скоплением жидкости на забое при минимальных дебитах..

Скорость потока должна быть выше минимально необходимой (МНС) для обеспечения устойчивой работы скважины т.е. 2 м/с. Дальнейшие действия, в случае, если скорость потока меньше 2м/сек, должны предусматриваться планом на исследование. Кривая восстановления давления (КВД)

Процессы восстановления и стабилизации давления должны регистрироваться в начальный период с интервалом от 1 сек (в хорошо проницаемых коллекторах) до 5 сек, далее шаг увеличивается, так чтобы на логарифмический цикл попадало 30-40 точек.

Крайне желательно использовать длительные остановки (плановые, внеплановые) скважин (кустов) для регистрации длительных КВД. Кривая стабилизации давления (КСД)

Для получения интерпретируемых результатов КСД, необходимо создание условий исключающих причины возникновения «пускового эффекта» - резкого аномального кратковременного снижения забойного давления с последующим возвратом к нормальному поведению, что особенно характерно для трещиновато-пористых коллекторов. Это выполнимо в двух вариантах:

- сокращение объема факельной линии до минимального размера - наличие заполненного объёма с давлением близким к давлению рабочего

режима. В первом варианте необходимо оборудовать конец факельной линии куста

газовых скважин электрозадвижкой во взрывобезопасном исполнении с дистанционным управлением, для соблюдения требований техники безопасности при проведении ГДИС. Данное мероприятие требует значительных материально – финансовых затрат, но возможно при обустройстве новых месторождений.

56


Второй вариант выполним лишь в одном режиме исследования, когда скважина запускается на рабочий режим в газосборную сеть (шлейф).

Необходимо учесть, что «пусковые эффекты», которые при кратковременных, но аномально высоких депрессиях могут привести к разрушению скелета пласта и образованию песчаных пробок.

В плане работ должно быть указано как именно скважина запускается в работу в газосборную сеть или на факельную линию через ДИКТ.

4.10 Минимизация проблем при исследовании и интерпретации

Проектирование исследования должно минимизировать многие проблемы на этапе проведения и интерпретации ГДИС. Некоторые из них указанны ниже.

Для минимизации времени влияния ствола скважины рекомендуется устанавливать пакер и закрывать скважину на забое.

В нагнетательных скважинах уделить особое внимание минимизации изменения объема ствола скважины, например, путем создания избыточного устьевого давления и проведения исследования на двух режимах.

В нагнетательных скважинах часто присутствуют трещины гидроразрыва, не позволяющие сформироваться радиальному режиму за время исследования. Рекомендуется проводить ГДИС при сниженной депрессии, когда трещина закрывается.

Полезны мноцикличные исследования (закачка-КПД на разных репрессиях), позволяющих контролировать закрытии-раскрытие трещин, изменение работающей мощности пласта, перетоки.

Спроектировать исследования таким образом, чтобы не возникало необходимости смены регистрирующего устройства, например, манометра на уровнемер и наоборот.

Для обеспечения надежных результатов необходимо поддерживать постоянный дебит жидкости. На фонтанных скважинах возможно регулирование дебита с помощью штуцера.

Устранить непреднамеренные изменения дебита самой скважины на исследовании, а также изменение дебитов соседних скважин.

Использовать такую последовательность режимов, которая сокращает период стабилизации (например, в исследовании на двух режимах снижать дебит).

В случае наличия межпластовых перетоков проектировать комплексные исследования с использованием других датчиков, в частности, использовать возможности термометрии и акустических методов.

При исследовании низкодебитных скважин с низкопроницаемыми коллекторами повышение точности обусловлено, главным образом, улучшением качества данных. Должны использоваться манометры с длительным периодом автономии, разрешением 0.001 атм и антивибрационными характеристиками 6 класса надежности. Следует избегать закрытия скважин на устье. Результаты будут иметь низкий уровень достоверности при кратковременных испытаниях и длительном заполнении ствола. Исследования должны проводиться с помощью пакеров. Иногда эти скважины работают в периодическом импульсно режиме перед закрытием. Дебиты жидкости и газа должны быть известны на протяжении 4-5 периодов предыстории.

57


Для пульсирующих низкодебитных скважин возможен также вариант эксплуатации скважины только на одном режиме с длительностью обеспечивающей, устойчивую работу без срывов на протяжении 5- 8 сут с последующей регистрацией КВД. Определяется по опыту промысловой эксплуатации.

Для низкодебитных скважин и при высокой сжимаемости флюида хорошие результаты могут быть получены при вызове притока свабированием с последующим закрытием скважины на забое на время, обеспечивающее достаточную глубину зондирования.

Для пульсирующих низкодебитных необходима выдержка скважины не менее 24 часов после очистки с целью замера пластового давления и длительная КВД не менее 144 часов..

Нередко в нагнетательных скважинах возникает нестабильная трещина гидроразрыва, размеры которой зависят от интенсивности нагнетания. Иногда значительная длина трещины не позволяет сформироваться псевдорадиальному режиму за время исследования. Трещина появляется при закачке и исчезает в статике. Исследования рекомендуется проводить на режимах малой репрессии или после них. Иногда вследствие большей длительности предпочтительно использовать исследования при закачке по сравнению с режимом падения уровня (в остановке).

Датчик должен быть спущен в скважину как можно ближе к пласту для минимизации погрешности расчета давления.

Обеспечивать невозникновение «пускового эффекта» на газовых скважинах. Для достоверной оценки профиля проницаемости многопластовых объектов

необходимо исследовать их послойно, временно изолируя пропластки друг от друга.

58


5. ПРОВЕДЕНИЕ ГДИС

Применение промыслово-геофизических методов исследований пластов является одним из основных способов контроля за разработкой месторождений. Они включают в в себя исследования, выполняемые в скважинах с использованием аппаратуры на каротажном кабеле или аппаратурой модульного типа, показания которой регистрируются каротажной станцией и проводятся в различных категориях скважин:

- обсаженных, вышедших из бурения до их перфорации; - добывающих и нагнетательных при их освоении; - контрольных с неперфорированными пластами; - остановленных; - пьезометрических; - добывающих, эксплуатирующихся фонтанным, газлифтным и

механизированным способом (ШГН, ЭЦН); - нагнетательных; - выходящих из капитального ремонта (КРС)

Типовое исследование Проведение каждого исследования ГДИС включает следующие этапы: 1) Подготовка скважины – остановка, установка площадки, лубрикатора,

спускоподъемные операции, шаблонирование, отчистка, установка манометров, расходомеров, привлечение дополнительной техники (ППУ, ЦА-320, СВАБ и т.п.).

2) Отработка - вывод скважины на режим и ее отработка на протяжении указанного времени. В некоторых случаях, предварительно, проводиться освоение и отчистка скважины.

3) Остановка / Изменения режима работы скважины для записи КВД, КПД, КВУ с закрытием на устье или на забое. При особо важных исследованиях скважины закрывают на забое с помощью спуска пакера-отсекателя пластов, что обеспечивает минимизацию влияния объема ствола скважины.

4) Завершение исследования - извлечение оборудования, считывание данных манометров, запуск скважины в работу (или ее остановка, проведение ГТМ). Условия проведения ГДИС

Подготовку скважины к ГДИС обязано проводить предприятие-заказчик. Подготовленность скважин к ГДИС (исправность оборудования, арматуры,

заземления, электропроводки) оформляется актом за подписью ответственных представителей заказчика и передается начальнику партии. При отсутствии такого акта проведение работ запрещено.

При невозможности соблюдения технических требований на подготовку скважины ГДИС в ней могут проводиться лишь по совместному решению руководства заказчика и геофизического предприятия, оформленному в виде плана, предусматривающего меры безопасности проведения ПГИ.

Разрешается совместное проведение работ бригады КРС (ПРС) и геофизической партии или двумя геофизическими партиями на одном кусте скважины, если расстояние между устьями исследуемых скважин не менее 15 метров и если работающие при этом не создают помех друг другу при выполнении работ.

59


При необходимости проведения нестандартного комплекса ГДИС (не типовой задачи) заказчик составляет план работ, который утверждается главным инженером и главным геологом предприятия-заказчика и согласовывается с главным инженером и главным геологом геофизического предприятия.

Запрещается: - проведение каких-либо работ на скважине, не связанных с

гидроднамическими исследованиями; - выполнение работ при сильных выбросах, газопроявлениях и переливах

жидкости из негерметизированного устья скважины, а также при неисправности герметизирующего устьевого оборудования скважины;

- проведение работ в ночное время при неисправностях в осветительной системе скважины;

- нахождение у скважины посторонних людей. Перед началом исследований скважина должна шаблонироваться службой

Заказчика. Если прибор не проходит в скважину, а также в случае возникновения затяжек кабеля, работы в скважине должны быть немедленно прекращены, о чем ставят в известность соответствующие службы Заказчика и промыслово-геофизические предприятия.

Скорость спуска прибора в скважину не должна превышать 0.7 м/с, скорость подъема его – не более 0.7 м/с. перед воронкой лифтовых труб, а также при прохождении зоны насоса, особенно у его приема, скорость движения прибора снижают до 0.14 м/ч. Последние 50 м кабеля выбирают из скважины вручную.

В процессе спуска прибора в скважину контролируется качество брони кабеля (разрывы брони, фонари и т.д.). При обнаружении каких-либо повреждений брони кабеля спуск прибора прекращается. Применять кабель срощенный либо с реставрированный броней запрещается.

5.2. Требования к проведению исследования

Стандарт устанавливает следующие требования к проведению исследований: 1. Строго соблюдать Стандарты компании ТНК-ВР в области ОТ, ПБ и ООС

и «Золотые правила безопасного ведения работ в ТНК-ВР»; 2. Вести Дневник оператора. 3. Устьевые, глубинные манометры, уровнемеры и расходомеры должны

отвечать требованиям настоящего Стандарта. 4. За неделю до исследования и во время проведения исследования по

возможности не менять режимов работ и не проводить ГТМ на соседних скважинах.

5. При отработке скважины важно начинать замеры дебитов с самого начала во время отчистки скважины.

6. Во время отработки и остановки производить предусмотренные исследованием замеры ТПИ с периодичностью минимум раз в час.

7. Категорически запрещается отрабатывать скважинку на амбар/факел без замеров дебитов. Некорректные замеры дебитов во время отработки ведут к забраковыванию результатов испытаний.

8. Во время отработки по возможности поддерживать стабильный дебит флюида.

60


9. Во время остановки на КВД, КПД, КВУ запрещается регулировать задвижки, проводить какие-либо другие действия, способные вызвать разгерметизацию трубного пространства либо механические вибрации на устье. На устье скважины обязательно должна быть установлена табличка «скважина на исследовании».

10. На время остановки на КВД, КПД, КВУ запрещаются работы тяжелой техники на кусте и не допускаются операции ГРП.

11. По окончании работ составляется акт о выполнении работ.

5.3. Исследования фонтанирующих и газлифтных скважин

В независимости от назначения, состояния, конструкции, стадии разработки все нефтяные и газовые фонтанирующие и газлифтные скважины исследуются с использованием двух глубинных манометров.

Подготовка – необходимо спустить глубинные манометры в скважину. Глубина спуска максимально близко к объекту исследований. Оборудовать устье скважины манометрами для замера трубного и межтрубного давлений и температур, а также давления и температуры в линии выкида.

Отработка – производить с помощью штуцирования скважины. Предпочтение отдавать регулируемым штуцерам для снижения времени перехода с режима на режим.

Остановка – закрыть скважину на устье. Завершение исследования - извлечение манометров, демонтаж устьевых

манометров Исследования проводятся приборами, спущенными в интервал исследования

через НКТ, конец которых должен быть оборудован воронкой. При исследовании действующих фонтанирующих скважин над фонтанной

арматурой должна быть оборудована рабочая площадка и подготовлено технологическое и вспомогательное оборудование в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

При исследовании действующих скважин с повышенным давлением на устье применяется специальное устьевое оборудование, состоящее из трубы лубрикатора, и двух роликов – верхнего и нижнего. Лубрикатор служит для обеспечения спуска приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины. Лубрикатор содержит (снизу-вверх): уплотнительное устройство для герметизации кабеля (проволоки), камеру для размещения прибора с грузом и ловушку для индикации входа прибора в лубрикатор, превентер для автоматического перекрытия скважины с кабелем, переходник для соединения с буферной задвижкой. При работе с проволокой используется контактный уплотнитель. Длина лубрикатора должна быть больше максимальной длины скважинного прибора с грузами.

Для проведения исследований в фонтанирующих скважинах с высоким давлением на устье (более 5-10 МПа), требующим применения грузов большой длины, используются передвижные установки, позволяющие укреплять на верхнем фланце фонтанной арматуры трубу лубрикатора с помещенным в нее скважинным прибором и грузами.

61


При исследованиях в действующих скважинах режим работы скважины должен определяться программой работ.

Категорически запрещается проведение исследований, если давление на буфере превышает допустимое (по паспорту) рабочее давление для сальника.

Перед проведением исследований в целях предотвращения разлива нефти и минерализованной воды, поступающей из камеры сальника в процессе исследований, на расстоянии 20м от устья скважины должна устанавливаться емкость, достаточная для их сбора.

При проведении исследований присутствие ответственного представителя заказчика или лица уполномоченного им обязательно в начале работ до окончания первого спуска и по окончании работ для приема скважины после проведения исследований.

Проведение исследований газлифтных скважин и подготовка скважин

аналогичны фонтанным. Дополнительные требования касаются работы с газовыми магистралями и с

перевозимыми лубрикаторами типа Л 7/50. На выкидной и газовых линиях скважины должны быть установлены манометры.

Управление запорными устройствами фонтанной арматуры и газовой магистрали должно осуществляться работниками предприятия-заказчика.

Запуск газлифтной скважины, после ее остановки нужно осуществлять постепенным, плавным открытием задвижек, не допуская резких перепадов давления для исключения возможности порыва линии сбора.

Присутствие ответственного исполнителя заказчика обязательно на все время проведения работ. Промыслово-геофизические исследования с применением перевозимого

лубрикатора должны проводиться персоналом, прошедшим специальное обучение и инструктаж.

Непосредственно у устья скважины должна быть оборудована дополнительная площадка размером 5x10м, необходимая для сборки лубрикатора.

Лубрикатор, согласно эксплуатационному документу, должен периодически подвергаться испытанию на прочность и герметичность с оформлением акта.

Установка (снятие) лубрикатора на фонтанную арматуру должна производиться при снятом избыточном давлении на устье скважины.

Лубрикатор после установки должен быть проверен на герметичность путем повышения давления или плавном открывании задвижки. Запрещается проведение ГДИС в скважине при негерметичности в соединениях лубрикатора.

5.4. Исследования скважин, оборудованных ЭЦН

Принципиально исследования таких скважин делятся на исследования: 1) КВУ -без использования глубинных манометров; 2) КВД - с использованием глубинных манометров; 3) ИСПД – два режима – как с глубинными манометрами, так и без; 4) с использованием глубинных манометров - Доступные технологии –

перманентные глубинные датчики, использование Y-tool. Для выбора метода проведения исследования предлагается сравнительный

обзор Таблица 5.1:

62


Таблица 5.1. Таблица проведения исследований на скважинах с ЭЦН Тип Исследования

Качество данных

Стоимость исследования

Технологическая Сложность

Потери по добычи

Комментарии

КВУ Низкое

Низкая Низкая Остановка Минимальные затраты ресурсов. Качество получаемых данных не всегда позволяет решить поставленные задачи.

Дополнительные исследования скорости звука в газе, использование ГАИ (генераторов акустических импульсов на скважинах с Рзат<1 атм)

КВД - Глубинные манометры на приеме насоса оборудованного ТМС

Низкое Потен-иал к повы-шению

Низкая Отсут-ствует

Остановка Обладает высоким потенциалом для улучшения качества получаемых данных.

Основным ограничением является точность и разрешающая способность манометров на приеме насоса.

Необходимо извещать изготовителей ТМС о требованиях к манометрам для повышения конкуренции на этом рынке.

КВД - Глубинные манометры Отработка струйным насосом, азотной установкой, свабированием и т.п.

Сред-нее

Средняя

Средняя Подготовка + СПО + Остановка

Качество данных ограничивается точностью замеров дебита и возможностью вывода скважины на режим.

Использование бригад ПРС, КРС.

КВД - Глубинные манометры Отработка ЭЦН

Высо-кое

Высокая

Высокая Подготовка + СПО + Остановка

Использование бригад ПРС, КРС.

Дороговизна СПО. Качество получаемых

данных не всегда оправдывает понесенные затраты.

63


ИСПД Отработка ЭЦН

Сред-нее

Высокая

Высокая Минимальные

Не надо останавливать скважину.

Минимизация ВСС. Необходимо удерживать

постоянный дебит. Необходимо использовать трехфазный расходомер.

Более сложные алгоритмы интерпретации данных.

Доступные технологии Постоянные глубинные манометры Y-tool

Высо-кое

Комплексная: Стоимость Исследования – низкая Стоимость оборудования – высокая

Комплексная: Отсутству-ет при проведении Высокая при установке

Остановка Применение данных технологий позволяет решать не только задачи исследования скважин, но и более широкие задачи по контролю за разработкой месторождений.

Получение «бесплатных» исследований.

Предполагается наличие необходимого технического и технологического опыта персонала

Также сопоставление методов показано графически на рисунке. Методы упорядочены по длительности их проведения. Красным показаны потери по добычи нефти:

Рисунок 5.1. Сопоставление методов проведения исследований на скважинах с

ЭЦН Замеры во время исследования

На период проведения периодичность замеров определяется планом работ. 64


Для каждого ГДИС на протяжении всего исследования необходимо замерять: • дебит жидкости, нефти, воды, попутного газа, обводненность; • устьевые давления и температуры • динамический уровень (замеряется, если используется уровнемер).

Проведение КВУ Подготовка - необходимо оборудовать устье скважины уровнемером и

манометром для замера динамического уровня, трубного и затрубного давлений и температур (выставить соответствующие объекту поправки скорости звука в газе, убедиться в наличии затрубного давления, достаточного для качественной работы без ГАИ).

Отработка - производить с помощью ЭЦН. Непосредственно перед закрытием на КВУ провести определение динамического уровня отжимом.

Остановка - закрыть скважину на устье. Завершение исследования – демонтаж уровнемера и манометров, считывание

результатов. Запуск скважины в работу. Проведение КВД

Проведение КВД предполагает использование глубинных манометров. Подготовка – необходимо спустить глубинные манометры в скважину.

Глубина спуска должна быть максимально близкой к объекту исследований. Необходимо оборудовать устье скважины манометрами для замера трубного и затрубного давлений и температур.

Спуск глубинного манометра предполагает подъем и спуск всей компоновки. ТМС - Допускается использование манометра на приеме насоса,

оборудованного термаманометрической системой (ТМС) передачи данных в том случае, если манометр соответствует пункту Ошибка! Источник ссылки не найден. настоящего Стандарта. При использовании манометров ТМС нет потерь нефти на этапе подготовки скважины. В данном случае необходимо обеспечить оперативную ежесуточную передачу данных манометра в геологическую службу заказчика для своевременного принятия решения о прекращении исследования.

Отработка - производить с помощью ЭЦН, струйного насоса, азотной установки, свабированием и т.п.

Остановка - закрыть скважину на устье. Завершение исследования - подъем компоновки, извлечение манометров,

демонтаж устьевых манометров. Спуск компоновки, запуск скважины в работу. Проведение ИСПД

Подготовка - необходимо оборудовать устье скважины уровнемером и манометром для замера динамического уровня, трубного и затрубного давления и температуры (выставить соответствующие объекту поправки скорости звука в газе, убедиться в наличие затрубного давления достаточного для качественной работы без ГАИ).

Необходимо оборудовать устье скважины трехфазным расходомером. Отработка – отрабатывать скважину на текущем режиме. Убедиться в

работоспособности расходомера. Провести отжим. Изменить режим работы скважины, уменьшив дебит в два раза.

65

Завершение исследования – демонтаж уровнемера и манометров, считывание результатов. Запуск скважины в работу.


Особенности При определении положения уровней жидкости в межтрубном пространстве

или герметичности НКТ у приема насоса, прибор опускается в НКТ, и исследования проводятся по аналогии с фонтанными скважинами.

Исследования в объекте разработки (ниже подвески ЭЦН) производятся комплексным прибором, расположенным под насосом, и спуск их в скважину проводится одновременно. Такой способ позволяет выполнять исследования при любой компоновке обсадной колонны и насоса, диаметр скважинного прибора лимитируется размером обсадной колонны.

Геофизическая партия выполняет спуск и подъем геофизического прибора одновременно с колонной НКТ и ЭЦН совместно с бригадой подземного или капитального ремонта согласно плану работ, составленному техническим руководителем службы.

Для предотвращения повреждения кабеля при спуске на НКТ и насосе устанавливаются специальные децентраторы с проходным отверстием для каротажного кабеля и кабеля ЭЦН. Это обеспечивает беспрепятственное перемещение каротажного кабеля в процессе геофизических измерений, которые могут начинаться до запуска насоса и продолжаться в дальнейшем после вывода скважины на заданный режим.

После завершения исследований производится подъем ЭЦН и скважинного прибора.

Основная область применения способа – скважины, передаваемые в капитальный ремонт для проведения изоляционных работ в объекте разработки.

Требования к оборудованию устья такие же, как при измерениях в фонтанных скважинах.

Для скважин эксплуатируемых с ЭЦН, фирмой РСЕ (Pressure Control Engineering) разработана система Y-tool, которая представляет собой систему байпассирования и обеспечивает доступ к пространству ниже насоса. Это достигается тем, что ЭЦН подвешивается с одной стороны вилочного блока и это обеспечивает спуск мимо ЭЦН инструмента для осуществления каротажных операций. Установка мостов, пробок перфорация скважин, спуск кабеля и гибкой колонны НКТ и т.д. производится без предварительного подъема колонны для заканчивания скважин. Спуск аппаратуры ГИС на кабеле или гибкой колонне обеспечивается наличием переходников с седлом и запорными элементами различного диаметра. При выключенном насосе, перед исследованиями с седла снимают клапан и через него спускают геофизический прибор на кабеле с запорным элементом, который, садясь в седло, герметизирует выход кабеля из НКТ в ствол. Аналогичным образом поступают и при использовании гибких труб в качестве носителя аппаратуры. Установка позволяет проводить исследования и при работающем насосе ЭЦН.

5.5. Исследования добывающих скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами

Спуск приборов в скважину, оборудованную штанговым насосом, осуществляется по серповидному зазору между колонной лифтовых труб и обсадной колонной (межтрубное пространство) через отверстие в планшайбе. Для прижатия НКТ к обсадной колонне и максимального увеличения зазора между

66


ними служит эксцентрическая план-шайба, которая устанавливается на устье скважины так, чтобы начальный азимут искривления скважины совпадал с азимутом оси симметрии планшайбы. При установке планшайбы необходимо обеспечить удобный подход к скважине и возможность крепления геофизического оборудования.

Возможно использование автономного манометра, размещенного под насосом.

При проведении исследований под давлением может быть использовано сальниковое устройство, устанавливаемое на устье в планшайбе.

Перед выездом на скважину для проведения исследований начальник партии (отряда) должен ознакомиться с геофизическими и промысловыми материалами по исследуемой скважине (выборочными материалами предыдущих исследований) с целью предупреждения аварийных ситуаций. Особое внимание должно быть уделено анализу результатов предыдущих исследований и особенностям работы данной скважины.

В связи с тем, что муфты НКТ образуют выступы на пути движения прибора в межтрубном пространстве, спуск подъем прибора следует производить плавно без рывков со скоростью 0.7 м/с. Несоблюдение этой рекомендации может привести в результате ударов к отказу прибора, а в отдельных случаях – к его обрыву.

Проведение конкретных исследований аналогично исследованиям в скважинах с ЭЦН.

5.6. Исследования водонагнетательных скважин

Вне зависимости от состояния, конструкции, стадии разработки все водонагнетательные скважины исследуются с использованием двух глубинных манометров.

Подготовка – оборудовать устье скважины манометрами для замера трубного и межтрубного давлений и температур. Спустить в скважину глубинные манометры.

Отработка – производить с помощью штуцирования скважины. Остановка – закрыть скважину на устье. Завершение исследования - демонтаж устьевых манометров, извлечение

глубинных манометров, запуск скважины в работу. Технология проведения исследований в зависимости от давления закачки и

типа применяемой жидкости предусматривает использование различных типов лубрикаторных установок по аналогии с фонтанными скважинами.

Нагнетательные скважины должны быть оборудованы либо обвязкой, создающей замкнутый цикл, либо сбросовой линией, выведенной за пределы куста в месте, позволяющем предотвратить размыв кустового основания и обеспечить охрану окружающей среды при сбросе нагнетательной жидкости из ствола скважины с целью снижения давления.

Исследования нагнетательных скважин в зимнее время допустимо до температуры –15оС.

На время работы при минусовой температуре заказчик обязан обеспечить обогрев устьевого оборудования, лубрикатора и кабеля, предоставив на время проведения исследований ГИС ППУ.

67


Присутствие ответственного представителя заказчика или лица уполномоченного им обязательно в начале исследований до окончания первого спуска прибора в скважину и в конце исследований.

При проведении исследования нагнетательных скважин с целью приемистости эксплуатационных колонн с помощью расходомеров и меченного вещества, при работе с устьевым инжектором радиоактивных изотопов, скважина оборудуется подъемным механизмом.

5.7. Исследования поисковых и разведочных скважин.

Исследования поисковых и разведочных скважин являются особо важными. Стандартом устанавливается, что исследование поисковых и разведочных

скважин должно производиться по схеме освоение + КВД + ИД + КВД. На стадии подготовки необходимо спустить два глубинных манометра в

скважину. Глубина спуска должна быть максимально близкой к объекту исследований. Оборудовать устье скважины манометрами для замера трубного и межтрубного давлений и температур, а также давления и температуры в линии выкида.

Освоение – произвести вызов притока нефти или газа из пласта. Произвести очистку призабойной зоны пласта.

Остановка - закрыть скважину на устье. Отработка – производить с помощью штуцирования (при фонтанирующей

скважине), ЭЦН, ЭВН, струйный насос и т.п. Остановка - закрыть скважину на устье. Завершение исследования - извлечение манометров, демонтаж устьевых

манометров. В случае представления объективных причин невозможности проведения

исследований ИД+КВД допускается проведение исследований ИПТ + КВД. Матрица исследований поисковых и разведочных скважин Таблица 5.2. Таблица 5.2. Сравнительная таблица исследований поисковых и

разведочных скважин Тип Исследования

Качество данных

Стоимость исследова-ния

Техноло-гическая слож-ность

Комментарии

ИД+ КВД

Высокое Средняя Низкая Проблемы с емкостями и утилизацией нефти.

ИПТ+ КВД

Низкое Низкая Средняя Ограничением является кратковременность исследования.

Качество и количество получаемых данных не позволяет достоверно оценить продуктивность скважины, фильтрационно-емкостные свойства пласта, скин-фактор.

68


5.8. Исследования вышедших из бурения скважин

Стандартом устанавливается, что исследование вышедших из бурения скважин должно производиться по схеме Освоение+КВД+ИД+КВД.

На стадии подготовки необходимо спустить два глубинных манометра в скважину. Глубина спуска должна быть максимально близкой к объекту исследований. Оборудовать устье скважины манометрами для замера трубного и межтрубного давлений и температур, а также давления и температуры в линии выкида.

Освоение – произвести вызов притока нефти или газа из пласта. Произвести очистку призабойной зоны пласта. Вывести скважину на стабильный режим.

Остановка - закрыть скважину на устье. Отработка – производить с помощью штуцирования (при фонтанирующей

скважине), ЭЦН, струйный насос и т.п. Остановка - закрыть скважину на устье. Завершение исследования - извлечение манометров, демонтаж устьевых

манометров.

5.9. Исследования газовых и газоконденсатных скважин

На газовых скважинах проводятся те же гидродинамические исследования. Схема обвязки устья скважин должна позволять замерять:

• дебит газа, конденсата, воды; • давления и температуру; • содержание мехпримесей в потоке газа.

На скважине устанавливается оборудование: коллектор «Надым-2», на факельной линии диафрагменный измеритель критического течения газа (ДИКТ).

Параметры регистрируются глубинными комплексными приборами, включающими датчики давления, температуры разрешающей способности не менее 0.01 атм и 0.01 °С и повышенной точности (0.001 атм) для пластов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЭС), и желательно включающими в себя датчики влажности и скорости потока. Устье также должно быть оборудовано комплексом манометр-термометр того же класса точности. Все приборы должны быть синхронизированы.

69


6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГДИС

Стандартом устанавливаются критерии интерпретации только для исследований группы ГДИС.

Стандартом рассматривается практические аспекты применения теории интерпретации ГДИС. Теоретические основы описываются в многочисленной литературе по ГДИС.

Моделирование и интерпретацию исследований следует проводить, используя программный комплекс KAPPA Saphir.

На этапе интерпретации необходимо: 1. Собрать и обработать всю полученную информацию . 2. Произвести анализ качества данных. 3. Провести сравнение фактических данных с данными моделирования

исследования, которое было проведено на этапе проектирования (представить результаты на одном билогарифмическом графике).

4. Провести диагностику модели, учитывая данные геологии, геофизики, добычи, сейсмики. При выборе из нескольких моделей пласта следует выбирать простейшую, с минимальным числом независимых параметров. Выполнить анализ чувствительности к важнейшим параметрам.

5. Оценить параметры. Существует три основные группы методов анализа данных ГДИС: традиционный с использованием специализованных графиков, метод совмещения (метод типовых кривых), нелинейной регрессии. Необходимо проанализировать данные несколькими методами, результаты должны быть сопоставимы.

6. Сопоставить давление, дебит, параметры на неустановившихся режимах фильтрации и в период добычи.

7. Сделать вывод относительно соответствия полученных результатов поставленным целям.

8. Сформулировать рекомендации. 9. Составить отчет по интерпретации ГДИС.

6.1 Сбор данных

Необходимо собрать следующую начальную информацию по скважине: 1. начальные данные, собранные на этапе проектирования; 2. всю историю работы скважины (дебиты флюидов во времени, замеры

устьевых, межтрубных, забойных, пластовых давлений и температур); 3. данные о дебите и составе флюидов за период исследования; 4. замеры устьевых давлений и температур за период исследования; 5. глубинные замеры забойного давления и температуры – данные с

манометра за период исследования (замеры динамического уровня – данные с уровнемера);

6. глубина спуска манометров; 7. тип и номер манометров; 8. акт о проведении исследования

70


9. дневник оператора; 10. отчеты по любым операционным проблемам. 11. сведения о техническом состоянии скважины (герметичность устьевого и

глубинного оборудования, перетоки) 12. результаты проведения исследований ГДИС+.

6.2 Подготовка данных

Для исследований КВУ произвести пересчет значений замеров уровней в значения забойного, текущих и пластового давлений.

Произвести синхронизацию во времени замеров дебита с замерами давлений. При синхронизации отдавать приоритет данным глубинных манометров. По данным датчика давления выявить события, не описанные в журнале и выяснить их причину.

Учитывать всю историю работы скважины (допускается усреднение дебитов для времени больше чем 2Δt до исследования. Для получения корректных результатов должно быть аккуратно описано 30-40% истории последних дебитов от общей продукции, 70-60% первых - должны быть аппроксимированы временем Хорнера [Даункаев]). Для 10-дневного периода, непосредственно предшествующего исследованию, должны быть точно описаны все циклы работы скважины.

Построить график истории работы скважины. Отобразить все данные с манометров, которые были получены при испытании.

6.3 Отбраковка исследований ГДИС

При составлении договоров с Подрядчиками, для оценки качества проведения исследования могут применяться следующие критерии.

Гидродинамическое исследование скважины не соответствует данному Стандарту если:

1. Не производилось моделирование исследования, за исключением случаев исследований при вынужденных остановках скважин.

2. Отсутствует первичная документация и исходные данные: a. акт проведения исследования; b. дневник оператора (данные о дебите флюидов и операциях, произведенных на скважине, соседних скважинах, на самом кусту); c. схемы размещения оборудования и установки датчиков; d. данные устьевых и глубинных манометров.

3. Произведена некачественная отработка скважины: a. резкие скачки дебита, незапланированные либо незадокументированные изменения режима работы скважины (определяется по датчикам давления); b. продолжительные остановки скважины во время отработки, и как результат, не достижение радиального притока.

4. Произведена не полная запись кривой КВД, КПД, КВУ: a. радиальный приток к стволу скважины не достигнут;

71


b. регистрация начального участка КВУ (КВД) с помощью эхолота. Продолжение регистрации после некоторого перерыва с помощью глубинного манометра; c. замеров меньше чем 20 точек на логарифмический цикл времени; d. спуск прибора после остановки скважины без регистрации КВД; e. падения давления на устье до нуля при записи КПД; f. сбой глубинного манометра.

5. Использовалось несоответствующее оборудование: a. низкая чувствительность манометров; b. отсутствие замеров дебита жидкости, попутного газа, обводненности во время отработки скважины.

6. Техногенные факторы - человеческий фактор a. Движение прибора или скачок давления b. Проведение несанкционированных операций на устье скважины (Открытие задвижки, продувка задвижки и т.п.)

7. Негерметичность устьевого оборудования Отбраковка результатов исследования не должна приводить к полному

отрицанию результатов исследования. Некоторые несоответствия, вроде отсутствия акта, преодолеваются предоставлением соответствующего документа, другие, как смена типа прибора регистрации (манометра на уровнемер или наоборот), требуют более тщательного анализа конкретной ситуации и принятия взвешенного и обоснованного решения. Например, если запись одним прибором содержит необходимые режимы допустимой длительности, то можно ограничиться показаниями одного прибора.

6.4 Анализ ИД

Важно понимать, что данная методика интерпретации применима только при условии, что скважина на каждом режиме вышла на псевдо-установивщийся режим притока.

Построить график зависимости дебита жидкости от величины забойного давления.

Построить Индикаторную Диаграмму - график зависимости дебита жидкости от величины депрессии. Ось ординат (ось Y) с обратным порядком значений.

На графике выделить режимы работы скважины. Для соответствующих режимов провести линию наилучшего совпадения. Линия

должна выходить из начала координат. Определить угол наклона линии. Определить средний коэффициент продуктивности скважины (величина

обратная к углу наклона линии наилучшего совпадения). Определение давление, при котором возникают перегибы (отклонение) графика

от прямой Примечание

72


При применении изохронного метода все точки, кроме последней определяют прямую линию, а единственная точка, соответствующая стабилизированному давлению используется для определения местоположения прямой.

Если индикаторная диаграмма в координатах дебит-депрессия не является прямой, то обработку следует провести по двучленной формуле (применяется также для газовых скважин), т.е. в координатах дебит-депрессия на единицу дебита) или с учетом деформации пласта (рекомендуется для трещиноватого коллектора).

При движении газированнной [Эрлагер Р., 2004] жидкости (и для газовых скважин) между дебитом скважины в поверхностных условиях и забойным давлением используют зависимость (или аналогичную двучленную)

nwfppJq )(' 22

0 −= где J’0- коэффициент продуктивности, n эмпирически устанавливаемый

показатель экспоненты 0.15.0 ≤≤ n , p - давление среднее по площади дренирования (у Ш. -пластовое). ИД строят в координатах , qlog )log( 22

wfpp − . Наклон определяет 1/n, а отрезок по оси абсцисс - J’0 [Эрлагер Р., 2004 с.94-98, РД 153-39.0-109-01]..

Если нет данных исследования скважин в режиме растворенного газа, можно прогнозировать продуктивность, используя метод Вогеля и модификацию Стэендинга [Эрлагер Р., 2004 с.94-98,].

6.5 Анализ КВД, КПД, КВУ

Требования к проведению интерпретации 1. Интерпретация считается неудовлетворительной, если в интерпретации не

проводился анализ диагностического графика. 2. Целью интерпретации является справедливая оценка параметров системы

скважина – пласт, а не «подгонка» модельной кривой производной давления к фактической производной.

3. Не допускается применение моделей скважины, пласта, границ – которые не имеют под собой реальных технологических и геологических предпосылок.

4. Качество интерпретации не определяется близостью «подгонки» модельной кривой производной давления к фактической производной.

5. Результатом качественной интерпретации должен являться режим работы скважины, рассчитанный при помощи формулы Дюпюи или Вогель с параметрами, полученными в ходе интерпретации. Основные этапы интерпретации

Построить Диагностический график – график давления и производной давления в билогарифмических координатах. В условиях использования различных методов сглаживания производной необходимо убедиться, что используется наиболее приемлемый.

На Диагностическом графике произвести анализ режимов притока с нанесением на график соответствующих линий и комментариев.

Произвести выбор модели скважины, пласта и границ, руководствуясь знаниями об исследуемом объекте и здравым смыслом.

73


Произвести адаптацию модели к фактическим данным. Рассчитать проницаемость и скин-фактор. При наличии характерных участков производной на билогарифмическом

графике: • для горизонтальных скважин рассчитать длину работающей секции

горизонтального ствола, отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей kv/kh, механический и геометрический скин-факторы;

• для скважин с ГРП рассчитать полудлину трещины, проводимость трещины, механический и геометрический скин-факторы.

Оценить область дренирования, определить наличие границ. Рассчитать пластовое давление. Полученное пластовое давление должно

соответствовать условию материального баланса. Рассчитать уровень достоверности по необходимым параметрам.

Примечание При исследовании нагнетательной скважины, если пласт уже хорошо промыт в

радиусе исследования, определяется лишь фазовая проницаемость воды при остаточной нефтенасыщенности.

На Диагностическом графике низкодебитных скважин с низкопроницаемыми коллекторами может отсутствовать режим радиального притока. Иногда эти скважины работают в периодическом импульсно режиме перед закрытием. Использовать дебиты жидкости и газа должны на протяжении 4-5 периодов предыстории. Интерпретацию можно проводить методом наилучшего совмещения и методом производной, дополняя деконволюционной обработкой притока.

При интерпретации скважин с ГРП требуется особая осторожность при выборе методики. Рекомендуется использовать метод Хорнера т.к. поправочный коэффициент не зависит от времени отработки скважины. Для определения ориентации и длины трещины можно использовать гидропрослушивание.

6.6 Анализ ИСПД

Исследования ИСПД относятся к исследованиям с неустановившемся притоком к стволу скважины. Интерпретацию следует проводить, используя KAPPA Saphir по принципу интерпретации КВД/КПД/КВУ.

В частном случае ИСПД – исследовании на двух режимах, основные формулы расчета проницаемости, скин-фактора и пластового давления приводятся в [Dake L.P. с. 354-364] и в [Эрлагер Р., 2004 с. 77-84].

6.7 Анализ ИДН

Построить график зависимости расхода жидкости от величины забойного давления.

Построить Индикаторную Диаграмму - график зависимости расхода жидкости от величины репрессии. Ось ординат (ось Y) с обратным порядком значений.

Построить график Холла (Уолкотт Д, 2001 с.101-103, Эрлагер Р., 2004 с.185-188).

74


Определить коэффициент приемистости. Определить давление образования (открытия/закрытия) трещины. Определить проницаемость призабойной зоны скважины и скин-фактор.

6.8 Анализ ГП

Построить график истории проведения исследования с нанесением всей полученной информации (дебиты, расходы, давления, уровни и прочее) по всем скважинам.

Проверить показания двух глубинных манометров на предмет наличия дрейфа измерений, построить график.

Для реагирующих скважин на графике забойного давления определить тренд давления до исследования – базовая линия. Построить график.

Произвести нормализацию данных давления относительно полученного тренда. Построить график.

Выделить тренд соответствующий отклику от возбуждающей скважины. Построить график.

Рассчитать величину отклика. Рассчитать время прихода отклика. Рассчитать среднюю гидропроводность и пьезопроводность между скважинами.

6.9 Анализ ДИС

Проверить показания двух глубинных манометров на предмет наличия дрейфа измерений. Построить график.

На графике забойного давления определить тренд давления до исследования – базовая линия. Также определить тренд последних точек КВД. Построить график.

Рассчитать пластовое давление. Рассчитать величину падения пластового давления (истощение). Рассчитать запасы на скважину, по материальному балансу.

6.10. Определение пластового давления

По разведочным скважинам, где пластовое давление является одним из важнейших определяемых параметров, оно определяется путем прямого измерения. Выдержка остановленной скважины осуществляется до полного восстановления давления.

В действующих скважинах пластовое давление рассчитывается при анализе КВУ/КВД/КПД или ИСПД.

В длительно простаивающих (простаивание более 7 суток) скважинах время выдержки манометра в точке в скважине должно составлять не менее 5 минут. Метод расчета среднего пластового давления КВД/КВУ/КПД

Применяются методы Дитца, Мэтьюза-Бронса-Хазербрука в [описан в Эрлагер Р., 2004 с. 77-84], метод произведений.

Метод Дитца применяется для закнутых и водонапорных пластов с S>-3 при установившемся псевдостационарном режиме перед закрытием скважины.

75


Данный метод применяется для расчета среднего пластового давления в зоне дренирования действующей скважины.

Зона дренирования определяется в зависимости от типа границы: - радиусом границы нулевого притока; - радиусом границы постоянного давления. Методика: 1) На диагностическом графике определить радиальный приток к стволу

скважины a. Определить проницаемость k

2) На графке P - Log(Δt) провести линию, соответствующую радиальному притоку к стволу скважины п.1.

a. Определить угол наклона линии m b. С линии снять значение давления PΔt=1, соответствующее времени Δt=1.

3) Рассчитать площадь зоны дренирования A. Например, для круговой области: , где π=3.1415, re – радиус зоны

дренирования.

2erA π=

4) Рассчитать эквивалентное время работы скважины tpe. Эквивалентное время работы скважины

tpe ср

pe qQt 24= (1)

5) Рассчитать безразмерное время tDA

Безразмерное время tDA Ackt

tt

peDA φμ21.2772

1= (2)

6) Определить фактор формы: CA – для границы нулевого притока, C`A – для границы постоянного давления (Эрлагер Р., 2004 табл. C1).

Например, для скважины в центре кругового замкнутого пласта : CA= 31.62,

С’А=19.1 (Эрлагер Р., 2004 с.152)) 7) Рассчитать время, Δts, на которое нужно экстраполировать линию на графике P

- Log(Δt) (см п.2) для того, чтобы определить пластовое давление: Время экстраполяции – граница нулевого притока

Δts A

ts kC

Act

φμ3.2772=Δ (3)

Время экстраполяции – граница постоянного давления

Δts A

ts Ck

Act

′=Δ

φμ2.11089

(4)

8) Рассчитать пластовое давление: Пластовое давление Рпл 1*)( =Δ+Δ= tsпл PmtLogP (5)

Важно: • провести анализ чувствительности к площади дренирования;

76


• убедиться, что полученное пластовое давление больше(меньше) значения последней точки КВД/КВУ/(КПД);

• в отчете указать значение рассчитанного пластового давления и указать интервал погрешности.

Метод произведения

Данный метод описан в РД-39-100-91 (стр. 47): «Данная методика справедлива для скважин, расположенных в системе других действующих добывающих и нагнетательных скважин».

Необходимо построить график в координатах Δt*Pзаб – Δt. Угол наклона полученной линии и равен Рпл.

6.11 Пересчет забойного давления по уровню

Стандарт предполагает использование специализированных методик (программы, формулы, корреляций) для пересчета значений уровня в забойное давление. А также для уточнения значений уровня, применение дополнительной информации по специальным исследованиям с целью уточнения плотности газо-жидкостной смеси в межтрубном пространстве и ниже приема насоса

Получение точного расчета забойного давления напрямую зависит от качества входных данных.

Для расчета давления из уровня необходимы данные по работе скважины, а также иметь информацию по конструкции, заканчиванию и установленному на скважине оборудованию.

Для использования той или иной методики пересчета необходимо иметь график сопоставления расчетных и фактических значений забойного давления по результатам одновременных замеров забойного давления и уровня жидкости. Для сравнения методик пересчета предлагается сравнительный обзор в виде Таблицы 1:

Таблица 6.1. Методики пересчета уровня в забойное давление Метод пересчета Качество

расчета Основание Комментарии

Двухфазная модель Простые формулы

низкое Основной закон гидростатики P=ρgh

Предполагает осреднение плотности в стволе скважины Не учитывают влияния газа Завышает величину забойного давления

Многофазная модель Использование корре-ляций и специиальных программ для пересчета

Высокое Дифференциальные уравнения движения газо-жидкостной смеси

Требуют высокого качества входящих данных Необходима предварительная адаптация корреляций по замерам забойных давлений

77


Двухфазная модель

Забойное давление рассчитывается по формуле:

32.10))(HОбв)Обв)1()(( дHИ

забHHHc

затр

HHHРP

λγγ −++−−+=

(28)

Данная формула систематически завышает значение забойного давления. Требует внесения корректировочных коэффициентов на основе реальных

замеров. Многофазная модель. Рекомендуемая корреляция –Beggs and Brill.

6.12. Многофазные флюиды.

Обработку можно выполнять с помощью метода Перрена или псевдодавления. Основные допущение метода Перрена: значения насыщенностей коллекторов есть константы, соотношения гидропроводностей равны соотношениям скважинной продуктивности. В частности, для второго метода должны быть известны фазовые проницаемости, которые оказывают непосредственное и важное влияние на форму псевдодавлений; общее допущение об установившемся состоянии, для замкнутых систем псевдодавление не дает аналогию с псевдоустановившейся фильтрацией, оценки расстояний до границ с изменчивым PVT будут ненадежны. Псевдодавления для конденсата имеют изменения уклона в точке росы, что может привести к ошибочным откликам. Значение kh необходимо подставлять из полулогарифмического анализа за период притока.

Необходимо учитывать, что фазовые проницаемости определяются текущей насыщенностью пласта.

При обработке результатов PVT свойств проб флюида применяются корреляции ПО KAPPA. Корреляции полезны, когда измерения представляются нецелесообразными, при экстраполяции на другие условия, при проверке непротиворечивости результатов измерений.

При выборе корреляций необходимо выполнить сопоставление с реальными данными соотношений PVT по нескольким подобным флюидам с целью получения представления о погрешностях. Целесообразно сравнивать результаты от разных корреляций для выявления особенно чувствительных параметров.

Всегда желательно корректировать прогноз полученных из корреляций свойств флюидов. Для этой цели можно использовать замеры на месте эксплуатации либо значения, ставшие результатом исследований PVT. Однако в последнем случае, если доступен полный анализ PVT, следует использовать его результаты, а не корреляции.

6.13.Особенности интерпретации газовых и газоконденсатных скважин

Интерпретацию исследования газовых и газоконденсатных скважин необходимо вести с применением специализированных программных пакетов типа Saphir.

Недостаточная точность измерений может приводить к аномальным ИД.

78


Большее внимание должно быть уделено поведению температуры, которая может свидетельствовать о наличии жидкости, ее стекании и т.п.

При интерпретации КВД и КСД необходимо иметь в виду возможные «пусковые эффекты» и эффекты адиабатического сжатия-расширения в начальный период после изменения режимов.

Наличие жидкости в продукции приводит в тому, что остановке жидкость оседает на забой и искажает КВД, делая ее похожей на кривую при высоких ФЭС в призабойной зоне.

Часто ФЭС коллекторов по КВД в ниже чем, по КСД, из сравнения определяется соотношение общей работающей эффективной мощности (по КВД) к активно дренируемой (по КСД), или иначе обратная величина - доля интенсивно отдающих коллекторов.

6.14 Построение карт

Карта изобар составляется с целью контроля за изменением энергетического состояния пласта в процессе разработки, регулирования процесса разработки (регулирования закачки/отбора), определения направления движения флюида в пласте, прогноза давления и перемещения контуров нефтеносности.

По результатам интерпретации ГДИС по каждому объекту разработки раз в квартал строятся карты:

1. изобар - Применяется один из методов: a. интерполяция рассчитанных и\или измеренных значений; b. карта изобар, полученная после адаптации гидродинамической

модели. 2. карта Продуктивности - интерполяция рассчитанных значений; 3. карта kh - интерполяция рассчитанных значений. Значения пластового давления определяются по измерениям на забое, пересчета

устьевых замеров, по результатам гидродинамических исследований. Не менее 10% должно быть получено по результатам качественных ГДИС.

Пластовое давление, измеренное глубинным манометром, считается приоритетным.

Из значений, рассчитанных по устьевым замерам наиболее достоверными являются результаты расчетов по бездействующему фонду скважин (время простоя более 30 суток), приемлемыми – результаты расчетов в простаивающих не менее 5 суток скважинах, заполненных однофазной жидкостью. В скважинах с проницаемостью не более 5 мД и трещиной гидроразрыва время простоя должно быть увеличено до 10 суток.

Данные измерений в негерметичных и скважинах с перетоками в зоне рассматриваемого пласта должны исключаться.

При использовании данных, полученных значительно ранее даты составления карт, должна вводиться поправка за время с учетом тенденции изменения давления в данной области.

Карты проводимости строят по результатам ГДИС, а в межскважинном пространстве – распространяют в соответствии с закономерностями

79


осадконакопления, однако предпочтительны результаты гидропрослушивания и трассерные исследовнаия.

При использовании данных при различной обводненности продукции, необходимо привести результаты к единым условиям. Рекомендуется пересчет проницаемости к условиям наличия в пласте только нефти и капиллярно связанной воды.

6.15 Контроль качества

Контроль качества является неотъемлемой частью интерпретации. Он включает в себя:

• Проверку манометров: выявление отказов, дрейфа показаний, потерю синхронизации, проверку разрешения и т.д.

• Выявление эксплуатационных неполадок. • Разграничение влияния ствола скважины от влияния коллектора. • Разграничение влияния режима (его изменения) исследуемой скважины от

влияния соседних скважин. Действенным средством диагностики влияний ствола скважины служит

динамический расчет разности между приборами, измеряющими одинаковые показатели. Разбег в разности может стать ценным источником информации.

Когда два датчика давления стоят на одинаковой глубине, как в случае со сдвоенным контейнером, разницу между ними можно использовать для проверки их синхронизации (сдвиг во времени) и согласованности, выявлять отказы и дрейф показаний приборов.

Когда манометры стоят на разных уровнях, как в последовательной схеме расположения, то можно обнаруживать любые изменения в градиенте давления между манометрами. В случае проблем с сегрегацией фаз правильная установка двойных приборов может помочь представить эти проблемы в качественном и даже количественном выражении. Это поможет избегнуть беспредметной интерпретации и использования поведения сложных моделей коллекторов, не имеющих к залежи никакого отношения. В случае отсутствия двойных манометров можно рассчитать производную зависимости прибора от времени и вычертить ее в линейном или двойном логарифмическом масштабе. Это будет действовать как «лупа» поведения давления.

Если не выявлять эксплутационные неполадки, можно поставить под угрозу срыва весь процесс интерпретации целиком.

80


ЛИТЕРАТУРА

1. Закон Российской Федерации "О недрах" № 27-ФЗ от 03.03.95 г. с изменениями и дополнениями от 26.06.2010. 2. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (с изменениями от 7 августа 2000 г., 10 января 2003 г., 22 августа 2004 г., 9 мая 2005 г., 18 декабря 2006 г., 30 декабря 2008 г., 27 декабря 2009 г., 23, 27 июля 2010 г.) 3. Федеральный Закон от 26.06.2008 №102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений». 4. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 г. № 197-ФЗ. 5. ГОСТ Р 53240- 2008. Национальный стандарт РФ. Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний 6. ГОСТ 30767-2002 Межгосударственный стандарт. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин. Требования безопасности и методы испытаний. Межгос.Совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск, 2002. 7. ГОСТ 15807-93 Манометры скважинные. Общие технические требования и методы испытаний. Межгос.Совет по стандартизации, метрологии и ертификации.Минск, 1996. 8. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа 9. РД 39-0147035-212-87, М., Миннефтепром, 1987 10. РД 39-4-1211-84 Руководство технологии проведения промыслово-геофизических исследований в скважинах механизированного фонда (ЭЦН, ШГН) приборами большого диаметра. 11. РД 13. РД-39-100-91 Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений Москва, ВНИИ, 1991. 12. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Минэнерго РФ. Москва, 2001. 13. РД 153-39.0-109-01 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Москва, 2002. 14. РД 153-39.0-069-01 Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. М., 2001 15. ОСТ 39-114-80, Отраслевой стандарт СССР, М., Миннефтепром, 1980 16. ОСТ 39-112-80, Отраслевой стандарт СССР, М., Миннефтепром, 1981 17. СТО 51.00.020-84 Системный контроль за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири геофизическими методами. 18. СТО 51.00.025-86 Метод контроля за состоянием выработки пластов в процессе разработки месторождений

81


19. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.03 № 56, зарегистрированные в Минюсте РФ от 20.06.03 г., №4812 (ПБ 08-624-03). 20. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ 01-03), утвержденные приказом МЧС России от 18.06.2003 г. № 313, зарегистрированные в Минюстом России 27.06.2003 г., рег. № 4838. 21. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденные Минэнерго России от 13.01.03 г., № 6, зарегистрированные Минюстом России 22.01.03 г., рег. № 4145. 22. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Минтопэнерго РФ и МПР РФ. Москва, 1999.-67 с. 23. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М., 1987. 24. ПР 50.2.016-94 Требования к выполнению калибровочных работ 25. Положение «О системе управления охраной труда и промышленной безопасности в обществе». 26. Регламент гидродинамических исследований нефтедобывающих и водонагнетательных скважин на нефтяных и нефтегазовых месторождениях ЗАО «ЮКОС ЭП» №13-С01-01.- 2002 27. Регламент проведения контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами ЗАО «ЮКОС ЭП» №13-С01-02. 2002 28. Инструкции по профессиям и видам работ для операторов по исследованию скважин ООО «Сиам Мастер». 29. Типовые инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых месторождений. Утв. МТЭРФ от 12 июля 1996 г. N 178 30. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. Москва, Недра, 1978, 256 стр. 31. Обязательный комплекс промысловых гидродинамических и промыслово- геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений. Главтюменнефтегаз, Миннефтепром, от 30.12.81. 32. Корпоративный Стандарт ТНК-ВР по ОТ, ПБ и ООС.-2006.-22 с. 33. Корпоративный Стандарт «Система управления охраной труда, промышленной безопасностью и охраной окружающей среды».-2009.-31 с. 34. Технический Стандарт ТНК-ВР по исследованию скважин, оборудованных УЭЦН, 2008. 35. Технический стандарт ТНК-ВР «Представление информации по опробованию и испытаниям скважин», 2009. 36. ТЕХНИЧЕСКИЙ СТАНДАРТ «Средства индивидуальной защиты работников обществ, входящих в Группу ТНК-ВР».-2006.-86 с. 37. Акрам Х. Исследования малодебитных скважин в России/ Х.Акрам, С. Вольпин, Ю.Мясников и др.//Нефтегазовое обозрение. – Весна, 1999.- С.4-13. 38. 17. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с. 39. Бузинов С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов/ С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. − М.: Недра, 1984. −269 с.

82


40. Гольф-Рахт Г.Д. Основы нефте-промысловой разработки трещиноватых коллекторов / Г.Д. Голф-Рахт. - М.: Недра, 1986.-608 с. 41. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта//Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский.- М.: Недра, 1982.-317с 42. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин/А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др.- М.: Недра, 1995.-522с. 43. Ипатов А.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов/ А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий.- М НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. − 780 с. 44. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. 301 с. 45. Исследование малодебитных скважин в России / Хасан Акрам, С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, И.Р. Дияшев, У. Джон Ли, А.Н. Шандрыгин. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже, Весна 1999. Т. 4. № 1.С. 4-13. 46. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений: Проблемы моделирования: Пер. с англ. М.: Недра, 1979. 303 с. 47. Мальцев А. И. Причина возникновения «пускового эффекта» при проведении стандартных газодинамических исследований на Комсомольском газовом месторождении [электронный ресурс] \\ Нефтегазовое дело, 2005.- 8с. http://www.ogbus.ru. 48. Мангазеев В.П. ”Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин”, ЦППС НД, 2003 49. Моисеев В.Н., Кошляк В.А. Концепция интегрированной системы обработки промыслово-геофизической информации (этапы разработки месторождений). Уфа, 1991,стр.57-89, книга 1. 50. Отчет о проведении межведомственных испытаний средств измерения расхода и количества пластового газа, газов сепарации, сбросного, попутного нефтяного и природного газа, включая факельные установки на объектах добычи ОАО «Газпром».- Новый Уренгой, 2008.-46 с. 51. Рябов Б.М., Кошляк В.А., Кузьмин В.М. и др. Разработка руководства применения промыслово-геофизических методов контроля разработки. Фонды ВНИИнефтепромгеофизика. Уфа, 1989. 52. Узе О., Витура Д., Фьярэ О. Анализ Динамических потоков / О. Узе, Д. Витура, О. Фьярэ -Каппа, 2008. - 359 с. 53. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении/ Д. Уолкотт.- М., 2001.-143 с. 54. Хисамов Р.С., и др., ”Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений”, 2000 55. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков М.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Москва, Госкомтехиздат, 1986, 399стр. 56. Эрлагер Роберт мл. “Гидродинамические исследования скважин”, Москва-Ижевск, 2004.

83

http://www.ogbus.ru/


57. Beggs H. D. and Brill J.P. «A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes»,JPT (May 1973) 607-717; Trans. AIME, 255. 58. Bourdet Dominique, “Well Test Analysis:The Use of Advanced Interpretation Models”, Elsevier, 2002. 59. Dake L.P., “The practice of reservoir engineering”, ELSEVIER, 1994 60. Daungkaew S. et al.: “Frequently asked questions in well test analysis”, SPE 63077 http://www.tmn.ru/~chern/tech6.html 61. Earlougher Robert C., “Advances in Well Test Analysis”, SPE Monograph Vol. 5, SPE 1977. 62. S.D. Joshi, “Horizontal Well Technology”, 1991 63. Hall M.N. How to Analyze Waterflood Injection Well Performance// World Oil (Oct. 1963) 128–129. 64. Horne Roland N., “Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach”, Petroway Inc., 1995. 65. Levitan М.М. et al.: “The Use of Well Testing for Evaluation of Connected Reservoir Volume”, SPE 102483 66. C. S. Matthews, D. G. Russell, “Pressure Buildup and Flow Tests in Wells”, SPE Monograph Vol. 1, SPE 1967. 67. Satter Abdus, Ghulam M. Iqbal, James L. Buchwalter “Practical Enhanced Reservoir Engineering: Assisted with Simulation Software”

84

http://www.tmn.ru/%7Echern/tech6.html


МАКЕТЫ ДОКУМЕНТОВ

Начальные данные по скважине

Excel файл с вкладками. Формируется по данным Баспро. Возможна автоматизация.

Формат имени файла: «номер скважины_пласт_начальные_данные_ГГГГ-ММ-ДД.xls»

Обязательные вкладки: Основные составляющие:

Конструкция Глубины спусков, внешние и внутренние диаметры труб, колонн, оборудования

Перфорации Глубина, дата, пласт, тип, плотность, кол-во отверстий

Инклинометрия Глубина, АО Свойства пород и

флюидов PVT Эффективная толщина, пористость,

проницаемость, PVT Карта текущих отборов Скважины, границы блоков, шкала РИГИС По умолчанию Карточка скважины Текущие, накопленные дебиты жидкости,

нефти, воды, газа, закачки, забойные, пластовые давления, время в работе

АГЗУ Вся история замеров – дата, замер ТМС Вся история замеров – дата, замер История ГТМ Дата, пласт, тип ГТМ История исследований Параметры по проведенным ранее

интерпретациям, история замеров уровней, давлений Прилагается пример: «18007_АВ1(1-2)_Начальные_данные_2010-11-23.xls»

Файл дизайн Kappa

Файл KAPPA Saphire. Формат имени файла: «номер скважины_пласт_Дизайн_ГГГГ-ММ-ДД.xls» Обязательные вкладки: Основные составляющие: Test information Должны быть заполнены ВСЕ вкладки окна

«информации об исследовании» QAQC Должны быть показаны все загруженные

данные, забойных, устьевых, пластовых давлений, дебитов.

2D Map Должна быть загружена и оцифрована карта отборов

История Воспроизведение истории работы скважины - 85


аналитически Карта Воспроизведение истории работы скважины –

численно использую карту разработки Дизайн КВУ Производная давления предполагаемого

исследования Чувствительность При необходимости, чувствительность к

параметрам

Отчет по моделированию ГДИС

Файл Word. Формат имени файла: «номер скважины_пласт_Отчет_Дизайн_ГГГГ-ММ-

ДД.doc» В отчет обязательно включаются:

• Цели исследования • Время окончание ВСС • Время выхода на радиальный приток • Время выхода на псевдо-установившийся приток • Модель скважины, пласта, границ • Результаты моделирования истории работы скважины; • Предлагаемая длительность исследования • Предполагаемый диагностический график; • Потери по добыче • Требуемое оборудование (манометры, уровнемеры, расходомеры и прочее) • Требования к оборудованию (точность, разрешающая способность,

дискретность) Дополнительно: Описываются неопределенности начальных данных, трудности моделирования. Любые рекомендациями относительно исследования. Прилагается примеры: «18007_АВ1(1-2)_Отчет_Дизайн_2010-11-23.doc»,

«XXX_XXX_Отчет_Дизайн_2011-03-14.doc»

План проведения исследования

Файл Word или Excel. Формат файла необходимо доработать. Формат имени файла: «номер

скважины_пласт_План_исследования_Тип_исследования_ГГГГ-ММ-ДД.doc» В план обязательно включаются:

• Цели исследования • Описание операций подготовки скважины к исследованию (остановка,

установка площадки, лубрикатора, спускоподъемные операции, 86


шаблонирование, отчистка, опрессовка, установка манометров, расходомеров, настройка ТМС, привлечение дополнительной техники (ППУ, ЦА-320, СВАБ и т.п.)).

• Перечень требуемого оборудования (манометры устьевые, глубинные, ТМС, уровнемеры, расходомеры и прочее)

• Спецификацию требуемого оборудования (предел по давлению, разрешающая способность, дискретность, объем памяти, время непрерывной работы)

• Схема подземного оборудования • Схема устья скважины • Схема обвязки скважины • Глубина спуска манометров • Место посадки уровнемера • Места посадки устьевых манометров • Порядок и частота замера дебитов флюида, обводненности • Порядок и частота замера уровня, устьевых и глубинных давлений и

температур • Перечень действий по проведению исследования с указанием сроков и

ответственных. • График отработки скважины (размеры штуцеров, параметры насосов и

прочее) • Описание процесса замера дебитов флюидов • Время остановки скважины • Работы по завершению исследования • Требования ОТ ТБ и ОСС • Действия при возникновениях критических ситуаций.

Прилагается пример: «18007_АВ1(1-2)_План_исследования_КВД_2010-11-23.doc»

Акт проведения работ

Файл Word или скан образ установленного образца, отражающий факт проведения исследования, успешность/не успешность проведения и т.п.

Формат имени файла: «номер скважины_пласт_Акт_проведения_Тип_исследования_ГГГГ-ММ-ДД.doc»

Прилагается пример: «7085_АВ1(1-2)_Акт_проведения_КВУ_2010-05-14.pdf»

Файл интерпретации Kappa

Интерпретация проводится в файле дизайна исследования. Формат имени файла: «номер скважины_пласт_Интерпретация_ГГГГ-ММ-

ДД.xls» Обязательные вкладки:

Основные составляющие:

87


Test information Должны быть заполнены все вкладки окна «информации об исследовании»

QAQC Анализ качества всех полученных во время проведения исследования данных замеров приборов

Edit Data/ Edit Rates Подготовка данных к интерпретации (фильтрация, синхронизация)

2D Map Должна быть загружена и оцифрована карта отборов

История Воспроизведение истории работы скважины - аналитически

Карта Воспроизведение истории работы скважины – численно использую карту разработки

Дизайн КВУ Производная давления предполагаемого исследования

Чувствительность При необходимости, чувствительность к параметрам

Сравнение дизайн / факт Сравнение диагностических графиков дизайна и факта.

Анализ ГДИС Вкладки для интерпретации Прилагается пример: «26531_АВ1(1-2)_Интерпретация _2010-11-23.ks3»

Отчет по интерпретации исследования

Файл Word. Формат файла необходимо доработать. Формат имени файла: «номер скважины_пласт_Отчет_Интерпретация_ГГГГ-

ММ-ДД.doc» В отчет обязательно включаются:

• выводы и рекомендации относительно соответствия полученных результатов поставленным целям;

• обзорная карта текущих отборов с указанием соседних скважин; • график истории работы скважины за весь период (давления и дебиты

флюидов во времени); • график истории работы блока, в котором находится скважина, за весь

период (давления и дебиты флюидов во времени); • график с данными о дебите флюидов за период исследования (ТПИ 1, 2, 3,

4); • график с данными устьевых давлений и температур за период

исследования (ТПИ 5, 6, 7, 8); • график с данными забойного давления и температуры – данные с

манометров за период исследования (замеры динамического уровня – данные с уровнемера);

• данные о глубине спуска манометров, типе и номере манометров;

88


• график синхронизации замеров дебита и замеров давлений во время исследования, с нанесением всех полученных данных;

• график сопоставления фактических данных (давление/ дебит) с модельными данными этапа проектирования;

• информация по событиям, не описанным в журнале с указанием их причины;

• для КВУ – подробности пересчета уровня в забойное давление; • для КВУ, КВД, КПД - Диагностический график – график давления и

производной давления в би-логарифмических координатах, с нанесением на график соответствующих линий и комментариев, относительно выбранных параметров модели пласта и скважины;

• для КВУ, КВД, КПД - Диагностический график - сопоставления фактических данных с модельными данными этапа проектирования;

• для ИД, ИДН – График зависимости дебита жидкости от величины депрессии;

• таблица рассчитанных параметров с указанием их достоверности в %. В приложении:

• результаты проведения исследований ГДИС+; • начальные данные по скважине; • копия отчета по моделированию ГДИС; • копия плана работ на проведение ГДИС; • копия Акта о проведении исследования; • копия Дневника оператора.

Дневник оператора

Файл Word или Excel. Формат файла необходимо доработать. Формат имени файла: «номер скважины_пласт_Дневник_ГГГГ-ММ-ДД.doc» В дневник обязательно включаются: Описание всех действий проводимых на скважине (дата, время, описание). Прилагается пример: «12399_АВ1(1-2)_Дневник_2010-11-23.xls»

Формат данных замеров приборов

Текстовый файл *.txt Глубинный манометр Формат имени файла: «номер скважины_пласт_глубинный_манометр_1_ГГГГ-

ММ-ДД.txt» Формат имени файла: «номер скважины_пласт_глубинный_манометр_2_ГГГГ-

ММ-ДД.txt»

скважина 1254номер ствола скважины

месторождение ВХ тип манометра СВ номер манометра 5487

89


дата тарировки ДД.ММ.ГГГГ Глубина спуска (м) 1680 (Измеренная глубина) Дата (ДД.ММ.ГГГГ)

Время (ЧЧ.ММ.СС)

Давление (атм)

Температура (Со)

25.01.2010 16:15:37 156.152 68.1725.01.2010 16.15.38 156.155 68.15

Устьевой манометр Формат имени файла: «номер скважины_пласт_устьевой_манометр_1_ГГГГ-

ММ-ДД.txt»


месторождение ВХ тип манометра УМ номер манометра 3587 место установки Дата тарировки ДД.ММ.ГГГГ

Дата (ДД.ММ.ГГГГ) Время (ЧЧ.ММ.СС)

Давление (атм)

Температура (Со)

25.01.2010 16:15:37 15.15 1.125.01.2010 17.15.37 17.15 1.1

Уровнемер Формат имени файла: «номер скважины_пласт_расходомер _1_ГГГГ-ММ-

ДД.txt»


месторождение ВХ тип уровнемера УУ номер уровнемера 876 Дата тарировки ДД.ММ.ГГГГ


Уровень жидкости (м) Давление (атм)

25.01.2010 16:15:37 456 5.125.01.2010 17.15.37 466 6.1

Расходомер Формат имени файла: «номер скважины_пласт_уровнемер_1_ГГГГ-ММ-ДД.txt»


месторождение ВХ тип расходомера РМ номер расходомера 22

дата тарировки ДД.ММ.ГГГ


Дебит Жидкости (м3/сут)

Дебит попутного газа (м3/сут)

Расход воды (м3/сут)


25.01.2010 16:15:37 456 1100.1 0 12.525.01.2010 17.15.37 466 1200.2 0 12.2

90