6 — гидродинамические методы

Какие скважины можно исследовать гидродинамическим путем?

Поскольку гидродинамические исследования направлены на выявление важных свойств и факторов, влияющих на геологическую добычу полезных ископаемых, то их применение целесообразно для следующих видов скважин:

  • Нефтяная скважина с высокими показателями фонтанирования. Чаще всего их разработка была остановлена посредством закупоривания устья, и в ходе исследований приоритетным является установка уровня давления в стволе.
  • Нефтяная скважина с низким уровнем давления в стволе: фонтанирование в них весьма слабое или его нет вообще. Для гидродинамических исследований необходимо вызвать приток жидкости, для чего уровень в стволе искусственно понижается. В ходе работ также устанавливаются свойства нефтепродукта, который можно добыть.
  • Газовая скважина, а также те, в которых газ смешивается с конденсатом. В процессе изучения устанавливаются ключевые качества веществ, которые предстоит добывать, также анализ дает представление о постоянных и временных процессах, которые могут происходить в грунте по тем или иным причинам и способны повлиять на работу.

Если ранее скважина уже использовалась, то гидродинамические исследования проводятся перед новой эксплуатацией, поскольку их задача – выявить целесообразность повторной разработки и определить новые возможности и потенциальные риски. Если же скважину только предстоит пробурить, то гидродинамические исследования проводятся непосредственно в процессе работ.

Метод материального баланса

Метод матбаланса или среднего пластового давления в зоне дренирования основан на законе сохранения массы для замкнутого коллектора и позволяет провести оценку текущего пластового давления для условий ограниченной области дренирования скважин, например в зоне дренирования скважины в низкопроницаемом пласте с отсутствием или весьма малым влиянием окружающих скважин. В простом виде метод записывается как

где Pср — текущее среднее давление, Vp – объем поровой части коллектора, t – время работы скважины, Q=qt – накопленная добыча, A – площадь коллектора.
Комбинируя выражение (2) и выражение (3) получаем соотношение для нахождения текущего среднего пластового давления в виде

К недостаткам метода относятся отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором (как вариант, замена скин-фактора загрязнения на суммарный скин-фактор).
Для расчета среднего пластового давления методом матбаланса используются данные эффективной толщины пласта, пористости, коэффициента сжимаемости Ct (упругоёмкости пласта), дебита скважины, площади дренирования (по значению радиуса исследований), начального пластового давления, продолжительности исследований. На рисунке 4 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления.

Рис. 4 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом матбаланса

1.2 Технологическая схема исследований

Несмотря на относительную простоту исследований нагнетательных скважин методом регистрации КПД, необходимо учитывать ряд особенностей его применения при планировании, проведении работ и анализе результатов. Метод регистрации КПД нагнетательной скважины позволяет определить только фазовую проницаемость по воде при наличии остаточной нефти в зоне исследований, оценить проницаемость по нефти данным методом не представляется возможным. Второй особенностью является то, что в поглощающих скважинах с низким пластовым давлением происходит снижение уровня воды ниже устья на десятки и сотни метров. В таких случаях глубинный манометр, установленный ниже отметки ожидаемого статического уровня, регистрирует характерный перегиб давления после снижения уровня воды ниже устья, а на диагностическом графике отмечается значительный провал производной (рис. 1.).

Такие исследования с большими искажениями диагностического графика могут быть неинтерпретируемыми, в других случаях интерпретация КПД возможна, но требует учета эффекта снижения уровня жидкости, например, с использованием модели переменного влияния ствола скважины.

Практика показывает, что снижение уровня воды ниже устья может происходить по значительному количеству нагнетательных скважин, поэтому данный эффект должен учитываться при планировании и проведении гидродинамических исследований. Так, в поглощающих скважинах с низким пластовым давлением не допускается проведение ГДИ с устьевым манометром, так как в определенный период времени при снижении забойного давления ниже гидростатического давления манометр на устье регистрирует давление разреженного газа в скважине и происходит преждевременное прекращение исследования.

При выполнении исследований должны соблюдаться следующие требования:

  • продолжительность работы скважины перед остановкой на КПД должна превышать в 3–5 раз время регистрации кривой падения давления;
  • продолжительность регистрации КПД должна определяться с учетом коллекторских свойств пласта и наличия в призабойной зоне естественных и техногенных трещин;
  • в поглощающих скважинах со снижением уровня ниже устья для регистрации КПД не допускается применение устьевых манометров, а спуск глубинного прибора должен проводиться более чем на 300 метров ниже ожидаемого снижения уровня.

      

Рис. 1. Диаграмма давления (а) и диагностический график КПД (б) со снижением уровня воды ниже устья

Процесс проведения и анализа результатов исследований методом регистрации КПД при близких значениях подвижностей пластового и закачиваемого флюидов не представляет сложностей. Если соотношение подвижности флюидов значительно больше единицы, процесс исследований может быть осложнен фазовыми эффектами. В этих случаях часто наиболее подходящей моделью интерпретации является модель радиально-составного пласта.

В результате проведения исследований методом регистрации КПД определяют полный комплекс гидродинамических параметров скважины и пласта, границы залежи в зоне исследований. Информация о свойствах пласта в окрестности нагнетательной скважины необходима для решения следующих задач: определения коэффициента приемистости и фильтрационных свойств пласта для технологического проектирования; установления оптимальных режимов нагнетания воды, не превышающих давление разрыва, для целей поддержания пластового давления; установления наличия естественных и техногенных трещин гидроразрыва пласта и определения их геометрических и проводящих характеристик, оценки эффективности реализуемых режимов нагнетания воды и геолого-технических мероприятий по восстановлению проницаемости призабойной зоны и интенсификации приемистости. Исследования нагнетательных скважин приобретают особое значение при планировании и реализации третичных методов разработки месторождений, когда требуется оценить возможность нагнетания больших объемов агентов и контролировать их продвижение по пласту.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ БС ПРИ ПОМОЩИ ИПТ

К числу актуальных, но сложновыполнимых задач относится проведение гидродинамических исследований (ГДИ) БС в процессе бурения при помощи испытателей пластов на трубах (ИПТ). Стандартное оборудование (рис. 7) для испытания на трубах и технология проведения работ в соответствии с РД 153-39.0-062-00 предполагают соблюдение таких требований, как набор кривизны ствола не более 10° на 100 м и угол кривизны по стволу, не превышающий 20°.

Основная проблема, препятствующая использованию ИПТ при проведении ГДИ в бурящихся скважинах сложной конфигурации, заключается в сложности обеспечения необходимой герметичности пакеровки и управления с устья впускным клапаном испытателя или запорного клапана. Всестороннего изучения влияния всех осложняющих факторов на

техническую успешность испытания в открытом БС пока не проводилось. В связи с этим нет и соответствующей утвержденной технической инструкции (руководящего документа с регламентом) на проведение ГДИ в подобных условиях с применением ИПТ. Отдельные сервисные компании (ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика» и др.), используя серийно выпускаемые узлы ИПТ, делают попытки выполнить в открытых наклонно-направленных или горизонтальных скважинах работы технологического или исследовательского характера. Положительный опыт применения ИПТ в БС на площадях «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» есть, в частности, у волгоградских геофизиков. Исследования проводились в скважинах с БС с зенитным углом до 35° при интенсивности набора кривизны до 3,5° на 10 м. Но надо заметить, что перед проведением работ с ИПТ необходимо выполнить тщательный анализ скважинных условий, предварительный расчет всех действующих на испытательную компоновку сил и провести дополнительный комплекс мероприятий по подготовке ствола скважины и промывочной жидкости.

ПГИ горизонтальных скважин и результаты их комплексирования с ГДИС

В условиях горизонтального ствола применение стандартной аппаратуры, где каждый метод представлен одним датчиком, не позволяет однозначно решить задачи контроля притока и приводит к ошибкам интерпретации .

Для успешного выполнения исследований был применен специализированный аппаратурный комплекс с распределенными по сечению ствола датчиками диэлектрической проницаемости (влагомерами) типа «Сова-С9-ВЛ-6», «КарСарГоризонт» в комплексе со спектральной шумометрией (SNL). Это позволило выделить работающие толщины и получить более достоверную информацию об эффективной длине горизонтального ствола с оценкой состава притока из конкретных интервалов. Основное преимущество спектральной шумометрии заключается в возможности регистрации волновой картины акустической эмиссии и анализа акустических шумов в широком спектре частот. Анализ спектра получаемого сигнала позволяет видеть средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора, что дает возможность выделять и оценивать на фоне низкочастотных помех, связанных с движением флюида в стволе скважины, работающие толщины пласта. Кроме того, в ряде скважин с высокой долей газа в продукции результаты термометрии показали высокую информативность, что позволило диагностировать локальные прорывы газа в ствол скважины .

Следует отметить, что использовались современные средства доставки (скважинный трактор), обеспечивающие применение практически любых скважинных геофизических сборок, получение информации в режиме реального времени. По результатам проведенных исследований скважин, оборудованных фильтром до глубины 1500 м, скважинный трактор зарекомендовал себя положительно, а в скважинах, оборудованных хвостовиками для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), при доставке аппаратурного комплекса с помощью скважинного трактора возникали проблемы с непрохождением к забою. Как показали результаты, для повышения эффективности проведения ПГИ в скважинах с МГРП необходимо использовать в качестве доставки гибкую НКТ .

В настоящее время ПГИ выполнены в девяти скважинах. Впервые в компании ПГИ проведены на тракторе в скважине с МГРП с длиной горизонтального участка 1000 м. В этих условиях термометрия показала высокую информативность, удалось диагностировать притоки из каждой пройденной муфты, а также определить порт, который обеспечивает основную долю притока газа. Геологический разрез по текущей модели подтвердил наличие незначительной глинистой перемычки между горизонтальным стволом и газонасыщенным коллектором в районе данного порта. Приток из портов успешно диагностировался по локальным аномалиям при замерах, выполненных в режиме фонтанирования.

В большинстве случаев результаты интерпретации данных ПГИ подтвердили прогнозные профили притока, полученные на действующих геолого-гидродинамических моделях. Интенсивность притока по спектральной шумометрии тесно коррелируется с фильтрационно-емкостными свойствами, интерпретированными по результатам ГИС.

В первую очередь ПГИ проводились в скважинах, по которым имелись данные интерпретации материалов ГДИС, для возможности их последующего комплексирования. Алгоритм снижения диапазона неопределенностей параметров, рассчитанных при интерпретации результатов ГДИС, приведен на рис. 2, пример результатов комплексирования данных ГДИС и ПГИ — на рис. 3.

Рис. 2. Блок-схема алгоритма оценки неопределенностей параметров, определяемых по данным ГДИС

Комплексный анализ показал, что эффективная работающая длина, определенная по результатам ПГИ, в среднем в 2,5–3 раза превышает определенную по данным ГДИС (при максимально возможном хорошем совмещении диагностических кривых). Уточнение работающей длины позволило существенно сузить диапазон неопределенности рассчитываемого Sмех и при отсутствии псевдорадиального режима kh.

Рис. 3. Пример результатов комплексирования данных интерпретации результатов ГДИС и ПГИ

Полученные результаты дают возможность повысить эффективность эксплуатации нефтегазовых месторождений и оптимизировать процессы разработки. Методы ГДИС и ПГИ на данном этапе изученности месторождения необходимо рассматривать не только как инструмент контроля разработки, но и как метод доразведки месторождения и получения дополнительной информации для оценки добычных характеристик и прогноза степени выработки запасов пластов.

1.2 Технологическая схема исследований

По цикличности и длительности создания депрессии в основном применяются одноцикличные схемы с кратковременным или длительным (более 12 часов) периодом свабирования и плавным снижением забойного давления (рис. 2.), многоцикличные схемы с регистрацией двух и более КВД. При длительном свабировании может быть достигнут псевдоустановившийся режим, когда объем поднимаемой свабом жидкости равен объему, притекающему из пласта за один цикл свабирования.

По способу закрытия скважины применяют несколько технологических схем работ с закрытием на устье или забое и, соответственно, компоновок скважинного оборудования. Схемы с закрытием на устье характеризуются необходимостью длительной откачки жидкости из скважины и пласта для достижения псевдоустановившегося режима работы и длительным притоком жидкости в ствол скважины в течение всего периода регистрации КВД. Преодолеть данные проблемы удается при использовании компоновок с пакером и закрытием скважины на забое.

            

Рис. 2. Диаграмма давления в процессе откачки жидкости и регистрации КВД после свабирования

Гидродинамические исследования при свабировании проводятся по одной из четырех технологических схем с применением различных компоновок скважинного оборудования. Первая схема включает компоновку НКТ без пакера и клапана-отсекателя и закрытие скважины на устье при регистрации КВД. Преимущество данной схемы заключается в простоте используемой компоновки оборудования. Основной недостаток — длительный послеприток жидкости в колонну и НКТ.

Вторая схема предусматривает использование компоновки НКТ c пакером, но без установки клапана-отсекателя. Наличие пакера позволяет сократить время дренирования пласта и очистки призабойной зоны за счет отсечения затрубного пространства и снизить влияние ствола скважины по сравнению с первой схемой.

Третья схема исследований включает использование компоновки НКТ с пакером и герметизирующим узлом (клапаном-отсекателем), спускаемым на каротажном кабеле непосредственно после прекращения рейсов свабирования . Рисунок 3. демонстрирует элементы скважинной компоновки с пакером и клапаном-отсекателем на кабеле и диаграмму давления в периоды свабирования, притока жидкости к НКТ, восстановления давления после посадки герметизирующего узла.

Рис. 3. Схема скважинной компоновки для гидродинамических исследований с закры­тием скважины в НКТ и диаграмма давления при свабировании и регистрации КВД :а) диаграмма давления, зарегистрированная дистанционной геофизической аппаратурой на кабеле;б) диаграмма давления, зарегистрированная автономным глубинным манометром

В результате применения данной схемы обеспечивается откачка жидкости из пласта практически сразу после начала свабирования. Это приводит к более эффективной очистке призабойной зоны. Компоновка с пакером и спускаемым клапаном-отсекателем позволяет минимизировать послеприток. Единственным недостатком является не мгновенное закрытие скважины после остановки свабирования, так как вначале выполняют подъем сваба, далее в скважину на кабеле спускают клапан-отсекатель и производится перекрытие трубного пространства, при этом меняется режим скважины с притока на восстановление давления. Период от момента прекращения свабирования и подъема сваба до спуска клапана отсекателя необходимо учитывать при интерпретации исследования.

Четвертая схема исследований включает закрытие скважины на забое. Для реализации данной технологической схемы в скважину спускается подвеска НКТ с установленным автономным манометром в боковом пенале или на автоотцепе под запорным клапаном. Низ подвески компонуется клапаном ударного или поворотного типа (используется в испытателях пластов на трубах). После спуска НКТ производится пакерование компоновки. Далее скважина свабируется, после чего внутреннее пространство НКТ перекрывается клапаном, и скважина закрывается на КВД. Все это время манометр находится на забое ниже запирающего клапана и регистрирует кривую изменения давления во времени. Клапан-отсекатель располагается в максимальной близости от пласта, таким образом, что при его закрытии послеприток практически отсутствует. Это позволяет диагностировать режимы радиального течения на начальном участке КВД.

Исследования при свабировании должны сопровождаться замерами объемов извлеченной из скважины жидкости по каждому из циклов откачки (подъема сваба) для последующего расчета дебита в период отбора жидкости из колонны и пласта.

6.5. Особенности параметров пласта, определенных по данным различных методов исследований, и их использование

Особенности комплексных методов ГИС, ГДИС и лабораторных ГХИ-методов (прямые и косвенные методы, основанные на различных физических принципах, теоретических и методических основах, характеризующие различные зоны пласта, масштабы осреднения и др.), их условные оценки, исходя из зарубежного опыта, представлены в таблице 1, а методика использования данных этих исследований — для создания модели пласта на рисунке 2.

Таблица 1. Основные методы получения информации о параметрах пласта и процессах разработки, их качество и этапности выполнения

Условные обозначения:

  • 5 — один из лучших источников;
  • 4 — хороший источник;
  • 3 — полезный, удовлетворительный источник;
  • 2 — худший источник, используется в комбинации с другими источниками информации.

(World Oil, Nov. 1978. Timmerman, 1982, Thakur G. C. & Satter A. 1998)

Рисунок 2. Источники информации о параметрах пласта и их использовании.

Рассматривая комплекс информации о пласте по данным геологии, геофизики, PVT и ГДИС как взаимосвязанным элементам единой системы, можно составить представления о пласте (модели пласта) и модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). МПФС — это систематизированная и формализованная разнородная исходная информация о продуктивном пласте в виде геологических карт, профилей, описаний кернов, данных различных геофизических и гидродинамических исследований скважин, экспериментальных зависимостей физических свойств пласта, пласта-коллектора и пластовых флюидов от давления (по данным PVT), таблиц и графиков, уравнений и формул, безразмерных зависимостей, описывающих поведение модели пласта (рисунок 2).

МПФС является аналогом одной из завершающих стадий создания компьютерных ПДГТМ и является комплексным динамическим понятием, которое постоянно уточняется по мере бурения новых скважин и получения новой информации о процессах разработки залежи. Таким образом, целью комплексных ГИС, ГДИС и ГХИ является получение информации о динамических фильтрационных характеристиках пласта для создания детерминированной МПФС, адекватной реальному пласту — ПДГТМ.

Степень достоверности исходных данных для построения ПДГТМ зависит от количества контрольных точек, в которых получена информация о пласте . Так, точность данных по результатам промысловых ГДИС и испытаний — гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор (при охвате объема пласта исследованиями от 33 до 100%) — оценивается как достаточно достоверная и приемлемая погрешность оценивается в интервале 10-20%.

Точность некоторых данных, определяемых при лабораторных исследованиях, оценивается, например, следующими погрешностями: вязкости пластовых флюидов — 2-3%, фазового равновесия — 10%, относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений — 10%. Их интегральная погрешность оценивается в 10-20%.

Объем части пласта, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследованиям, находится в диапазоне 0.00004 до 0.00016%, а по геофизическим данным от 0.022 до 0.088% от объема пласта. Все данные имеют различные погрешности в диапазоне от 5 до 20%, поэтому интегральную погрешность данных, полученных из геолого-математической модели, можно оценить в 20% (приемлемая погрешность определения балансовых запасов углеводородов).

В итоге общая интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели должна составлять не менее 15-20% .

… Назад. | | Далее…

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ «ЖЕСТКОГО» ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КАБЕЛЯ

К сравнительно недорогим способам исследования скважин с большим углом наклона можно отнести применение «жесткого» геофизического кабеля. Как показывает практика, доставка стандартных геофизических приборов в интервалы исследований скважин при помощи «жесткого» геофизического кабеля возможна при зенитном угле 75–80°.

Использование кабеля этого типа позволяет при помощи малогабаритных приборов проводить исследования скважин с горизонтальным участком ограниченной протяженности. При этом надо учитывать, что сложный профиль скважины, наличие шлама в стволе и недостаточная жесткость кабеля затрудняют доставку приборов, а протолкнуть приборы в скважины с длиной условно горизонтального участка более 200 м практически невозможно.ТК «ЛАТЕРАЛЬ»

Весьма успешным и востребованным на рынке геофизических услуг оказался разработанный ОАО «Пермнефтегеофизика» технологический комплекс по доставке к забоям горизонтальных скважин геофизических приборов и устройств независимо от их массы и длины — «Латераль». Геофизические приборы присоединяются к НКТ малого диаметра (33 мм). Длина НКТ предварительно рассчитывается при помощи программы, которая учитывает траекторию и конструкцию скважины, силы трения, свойства и характеристики кабеля, приборов, промывочной жидкости. Дальнейший спуск НКТ осуществляется при помощи геофизического кабеля с повышенной грузонесущей способностью. Для связи с прибором используется электрическое соединение типа «мокрого» контакта. Колонна труб фиксируется к геофизическому кабелю специальным зажимом.

Рис. 6. ГИС горизонтальной скважины с УЭЦН при помощи ТК «Латераль» (ОАО «ПермьНГФ)Рис. 7. Компоновка испытателя пластов на трубах КИИ3-95Рис. 8. Диаграммы расчетных кривых притока и восстановления давления при различных значениях проницаемости

Необычный способ применения ТК «Латераль» был найден при решении задачи по поиску заколонных перетоков в ГС — комплекс был предварительно спущен под ЭЦН (рис. 6).

Повышение информативности ПГИ при нестабильном притоке

Авторы поставили задачу изыскать дополнительные информативные возможности комплекса ПГИ в условиях нестабильного притока, когда снижается результативность практически всех известных методов и технологий, в том числе основанных на использовании современных многодатчиковых приборов PLT.

Один из путей совершенствования комплекса ПГИ заключается в повышении результативности термометрии. Несмотря на описанные выше недостатки, этот метод имеет большие, еще не реализованные полностью потенциальные возможности. Они в первую очередь связаны с изучением нестационарных переходных процессов на основе долговременного мониторинга температуры с помощью распределенных оптоволоконных (DTS) систем. Перспективным также является использование глубинных приборов с распределенными по стволу датчиками температуры. В этом направлении в настоящее время ведутся активные исследования .

Следует акцентировать внимание на еще одном актуальном направлении повышения возможностей геофизических исследований — начале широкого внедрения в России отечественной многодатчиковой аппаратуры PLT типа «Сова-С9-ВЛ6», «АГАТ-КГ-42-СТВ-6», «КарСар Горизонт». Все модификации перечисленных глубинных приборов содержат распределенные по сечению ствола датчики диэлектрической проницаемости (влагомеры)

Казалось бы, это усовершенствование не имеет видимых преимуществ по сравнению с известными техническими решениями, ориентированными на исследования в вертикальных стволах, и формальное использование таких решений способно лишь повысить достоверность оценки содержания воды и углеводородов в стволе без определения профилей изменения расходных параметров. Однако, как показали результаты исследований скважин на объектах компании «Газпром нефть», на основе многодатчиковой влагометрии можно успешно диагностировать интенсивные притоки нефти из отдельных прослоев, а также прорывы воды и газа. Для решения этой задачи технологию исследований необходимо дополнить разновременными измерениями распределенным влагомером в периоды резкого изменения состава притока в стволе, обусловленного работой пласта при пуске простаивающей скважины, интенсификации притока и др. Относительно слабый и нестабильный приток в процессе измерений в данном случае может превратиться из недостатка в преимущество и обеспечить необходимую длительность переходных процессов, связанных с изменением состава флюида, заполняющего ствол скважины.

Другим необходимым условием успешной диагностики аномальных притоков является включение в комплекс метода спектральной шумометрии, с помощью которого можно получить волновую картину акустической эмиссии и анализировать акустические шумы в широком спектре частот. Анализ спектра получаемого сигнала позволяет выделить средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора. Это дает возможность устанавливать и оценивать на фоне низкочастотных помех, связанных с движением флюида в стволе сккважины, работающие толщины пласта.

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

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

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

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

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

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

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

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