МИНИСТЕРСТВО нефтяной и газовой промышленности

ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧ НО-ИССЛ ЕДОВАТЕЛЬСКИ Й ИНСТИТУТ им. академика А. П. КРЫЛОВА

ВНИИ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО

ПО ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ, ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМ МЕТОДАМ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

РД-39-100-91

Москва 1991 г.

всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт

им. академика А. П. Крылова ВНИИ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ, ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМ МЕТОДАМ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ. рд-39-ioo-oi

Москва 1090 г.

—■fO

-    техническое состояние скважин и технологические режимы работы скважин н скважинного оборудования.

Кроме того* данные промыслово-геофизических и гидродинамических исследований служат для непрерывного уточнения геологического строения залежи и ее гидродинамической модели.

Неотъемлемой составной    частью общей системы контроля

и управления разработки нефтяных месторождений являются физико-химические методы контроля С физико-химический контроль!).

Целью этого контроля является построение на основе информации о физико-химических свойствах извлекаемых флюидов динамической модели залежи, отражающей    закономерности протекания в ней

вну трипла атовых физико-химических процессов.

Для технологий разработки» базирующихся на использовании того или иного вида воздействия на пласт С путем закачки в пласт воды» хик веских реагентов» теплоносителей» создания в пласте очага горения и т. д. Э, к числу    важнейших задач физико-химического

контроля следует отнести определение С оценкуЭ:

-    степени реагирования контролируемых скважин на воздействие;

-    направлений преимущественного развития процесса воздействия'

-    скорости развития процесса воздействия;

-    охвата воздействием.

При этом, исходя из требования достоверности, одновременно анализируется изменения сразу нескольких параметров контроля.

Задачи контроля разработки и, соответственно, виды и объемы исследования скважин в значительной степени определяются

-и —

особенностями технологии, г^едусмотренной проектными документами. Например, при разработке месторождений с применением гидродинамических методов воздействия контролируются отбор нефти > объем закачиваемой воды и эффективность процесса вытеснения нефти водой из залежи. При разработке месторождений с применением тепловых методов возникают новые задачи контроля, связанные с измерением параметров» характеризующих состояние процесса вытеснения нефти горячей водой, паром, газами горения и т. д. При физико-химическом воздействии - с изменением параметров вытеснения нефти применяемыми физико-химическими агентами и их композициями. Следовательно, для решения задач контроля для каждой технологии необходимы определенные виды исследований.

Комплексы исследований, объемы и периодичность их проведения зависят    не только    от применяемых технологий,    но    и от    стадий

разработки месторождений.

Процесс разработки нефтяного, месторождения характеризуется несколькими стадиями:    нарастание    добычи, стабилизация добычи,

падение    добычи и    поздняя стадия. Однако    с    точки    зрения

комплексности информации, необходимой для контроля разработки, выделяются две стадии.

Первая стадия С соответствующая нарастанию добычи) характеризуется    недостаточной    изученностью    геологических

особенностей объекта разработки, ростом фонда скважин, нестабйльностью параметров процесса разработки.

Вторая стадия характеризуется достаточной изученностью

-и—

геологической кг гидродинамической модели объекта* стабилизацией основных показателей процесса разработки и сокращением возможностей исследовании фонда действующих скважин глубинными iipHfiopaMK,' связанного с механизированной добычей и    ухудшением

технического состояния скважин. Во второй стадии в отличие от первой м* реыения задач контроля разработки гфжменяются    несколько

иные методы исследований* в    мальмом объеме и    с другой

периодичностью.

2. ГИЛРСШНМГЧЮСИЕ КЕ70ДЫ КОНТРОЛЯ

разра6сяки )т^ш^ шжкттт.

2.1. Контроль продукции добывающих скважин и приемистости водонагнвтатеЛьиых скважин.

2.1.1. Определение дебита жидкости добьжающях скважин.

Дебит жидкости добывающих скважин запирается на грутовых замерных установках в соответствии с инструкциями по их эксплуатации. Длительность измврмий дебита устанавливаете* дифференцированно для каждой скважины* исходя из необходимости измерения этого параметра с погрешностью* не превынающей паспортную погрешность установки С2*ЗХ для установки типа •’Спутник"}.

Для каждой подключенной к замерной установке скважины опытным " путем устанавливается поправочный коэффициент Сп» учитывающий разницу в величинах давлений в выкидной линии до замера и во время замера дебита. С учетом этого коэффициента фактический объемный

—tar*

дебит скважины q факт определяется по формуле:

а _л /7    [^p*^iaM ~7

$_Гокт=^з*«<^_ЛЛл/jt

где q зам. - дебит» замеренный, на установке, м сут;

зам. - давление на буфере скважины в процессе измерения дебита, МПа;

P_Q факт. - давление на буфере во время нормальной работы скважины, МПа;

Коэффициент    определяется    экспериментально.    На    буфере

скважины при работе в режиме эксплуатации в общий коллектор

замеряется давление СР_Ж _ .___3.    Затем скважина подсоединяется к

буф. факт.

групповой замерной установке и замеряются дебит Cq’ 3 и

ЭйМ *

давление ка буфере СР* буф. зам. 3. После -этого скважина переводится на работу в общий коллектор с режимом эксплуатации при давлении на буфере СР," 3, превышающем первоначальное буферное давление * ⁰*²-°*^{5 MIte}-

Через 3-5 часов работы скважина вновь подсоединяется к

групповой замерной установке и замеряется вторично дебит Cq" 3

зам.

и буферное давление СР" ^    3.

б. зам.

Коэффициент вычисляется по формуле:

^л    Pf.    зал*.

I**¹ -2750

-Mf-

У казанные исследования необходимо проводить при изменении способа эксплуатации скважины> при замене насосного оборудования > после подземных и капитальных ремонтов и при    значительном

изменении дебита скважины С более 40*0,

8.1.2. Определение обводненности продукции добывающих скважин.

Обводненность продукции добывающих скважин определяется при лабораторном анализе проб жидкости, отбираемых на выкидных линиях или в мерных емкостях.

Частота и количество одновременно отбираемых гроб для скважин каждого    объекта устанавливается опытным    путем,    исходя    из

требований правильного учета продукции.

Повышение представительности проб достигается установкой пробоотборных кранов на вертикальных участках выкидных линий. Однако при таком способе контроля обводненности относительно надежные ее количественные оценки в виде средних значений за длительный промежуток    времени С декаду,    месяц»    квартал)    в

большинстве случаев могут быть получены лишь в результате статистической обработки значительного количества определений.

Более надежные данные об обводненности определяются путем анализа гроб, отбираемых из мерных емкостей трубчатыми щупами.

На объектах, где способ контроля обводненности по пробам из дыхидных линий не дает удовлетворительной точности С 2 :    5*0,

используются передвижные или стационарно устанавливаемые на

групповых установках мерные емкости для определений обводненности

при гидродинамических исследованиях скважин.

2.1.3. Огределение дебита попутного газа.

Дебит попутного нефтяного газа на групповых замерных установках измеряется турбинными счетчиками газа Стила Агат-1), а на индивидуальных замерных установках Сна выкиде из трапаЭ -турбинными счетчиками или с помощью дифференциальных манометров с дроссельными    устройствами в    соответствии с    инструкциями по

эксплуатации    этих приборов    и инструкцией    по комплексному

исследованию газовых и газоконденсатных скважин.

2.1.4. Огределение приемистости водонагнетательных схважин.

Приемистость водонагнетательных скважин измеряется счетчиками или расходомерами диафрагменного типа» которые устанавливаются на кустовых насосных станциях С КИО в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

Основным технологическим требованием к системам контроля приемистости является обеспечение возможности раздельного измерения приемистости по каждой нагнетательной скважине.

2.2. Контроль энергетического состояния залежи.

2.2.1. Основные способы определения забойных и

пластовых давлений и условия их применения.

добывающих и    нагнетательных    скважинах    на глубине    середины    или

верхних дыр интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление    меньше пластового    на    величину    забойной    депрессии

давлений» в    нагнетательных    скважинах превышает    пластовое    ,на

величину репресии.

Под    пластовым давлением    в    скважине    понимается    величина

давления на ее забое в период простоя С режим q=CD.

Забойные и пластовые давления определяются при гидродинамических исследованиях скважин с целью контроля энергетического состояния пласта, а также контроля работы скважины и скважинного оборудования.

В \ зависимости от конструкции    скважины,    способа ее

эксплуатации, технического состояния и типоразмеров установленного оборудования забойные и пластовые давления определяются:

* по данным прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на скважины;

- по данным измерения динамических и статических уровней жидкости и устьевых давлений;

по данным исследования скважин методом восстановления

давления.

Для объективной оценки давлений в скважинах и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Давления в скважинах приводятся к условной горизонтальной плоскости, за которую может быть принята любая плоскость в пределах залежи с известной аб солютной отметкой С обычно это начальные положения ВНК

или ГНК.

-t?-

Z. 2. 2. Огределение забойных и пластовых давлений

путем прямых измерений глубинными манометрами.

Прямые измерения забойного и пластового давления в фонтайЬых , газлифтных и нагнетательных скважинах производятся стандартными глубинными манометрами или комплексными приборами.

Для измерений давления в скважинах механизированного фонда, оборудованных для спуска приборов через затру Оное пространство» используются малогабаритные глубинные манометры.

Время выдержки манометра в точке измерения забойного давления при установившемся режиме эксплуатации скважины должно определяться По инструкции эксплуатации данного прибора, и практически составляет не менее 30 мин.

При кратковременном нарушении режима эксплуатации скважин в процессе подготовительных работ к измерениям С выпуск газа из затрубного    пространства,    остановка скважины    на период    спуска

прибора!), что допускается лишь в случаях крайнДО необходимости, замер забойного давления осуществляется после восстановления нормального С рабочего} режима. При этом время выдержки до начала отсчета должно составлять не менее 1,5 Т, где Т - время работы скважины на измененном режиме.

Технологически    измерение пластового    давления    может

совмещаться с измерением забойного    давления С за один спуск

прибора).    В этом случае    прибор выдерживается    на забое в    течение

периода времени, достаточного для    регистрации установившегося

забойного    давления и    переходного процесса    его восстановления

-ю —

С падения} до стабилизации на новом практически постоянном уровне. Время выдержки прибора на забое для замера пластового давления определяется значением льезогфоводности пласта в районе скважины и на практике устанавливается по каждой скважине опытным путем Сна основании данных предшествующих измерений рассматриваемой скважины или других скважин исследуемого объекта).

Бели процесс восстановления давления длительный, прибор спускается в скважину для измерения пластового давления через промежуток времени после, остановки скважины, устанавливаемый опытным путем.

В тех случаях» когда в течение периода исследования не удается зафиксировать установившееся конечное значение давления на забое    скважины»    применяется    метод определения пластового

давления по данным кривой изменения давления Сем., раэд. 8.3. ).

Для глубинных замеров применяются глубинные манометры двух

типов;

-    измеряющие абсолютное давление в скважине;

-    измеряющие только величину отклонения давления С приращение) от какого-то начального значения С дифференциальные манометры).

В качестве чувствительных С упругих) элементов в основном используются; гелнксмая пружина Сгелихсные манометры)» спиральная пружина с поршневым разделителем С пружинно-поршневые манометры).

мембрана и сильфонная пружина,

2.2.3, Определение забойных и пластовых давлений по данным устьевых измерений.

2.2.3.1. Определение забойных и пластовых давлений в водонагнетательных скважинах.

Забойное давление СР Э в нагнетательных скважинах

эаб.

определяется на основе замеров устьевых давлений СР^Э в случае» если оборудование и режим закачки отвечают следующим требованиям;

-    'закачка ведется по одному каналу:    по насосно-компрессорным

трубкам С НКТ> или по межтрубному пространству» а второй канал используется ках пьезометр для измерения давления;

-    забойное давление при закачке превышает гидростатическое;

-    башмак НКТ максимально приближен к интервалу 'Перфорации;

жидкость в НКТ и межтрубном пространстве однородна» отсутствует газ;

- отсутствует п&керующее устройство между НКТ и обсадной колонной.

Забойное давление на глубине Н определяется по формуле:

р . = р + HtfVio ,    сг.з.э

заб. у ⁰    *

Гз

- средняя плотность воды в пьезометре» кг/м ;

Если закачка осуществляется в межтрубное пространство, то пьезометрическим каналом служат НКТ и ' Р^ замеряется манометром на буфере. Если закачка осуществляется через НКТ, то

пьезометрическим каналом является межтрубМое пространство и замер

-2~

"Методичеекое руководство", составленное по заданию Министерства нефтяной промышленности, предназначено для использования специалистами производственных объединений, отраслевых и территориальных научно-исследовательских институтов, выполняющих работы по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим исследованиям нефтяных пластов, скважин и пластовых нефтей, подсчету запасов нефти, проектированию и контролю разработки нефтяных месторождений.

В ‘'Методическом руководстве" отражено современное состояние НИР по контролю за разработкой нефтяных месторождений и учтены новые положения и методы, полученные и отработанные до настоящего времени на практике и в институтах отрасли:    ВНИИ,

ВНИИнефтепромгеофизике, ВНИПИтермнефть, АзНИПИнефть и др. , а также в Московском институте нефти и газа им. И. М. Губкина, Институте проблем нефти и газа и Институте проблем глубинных нефтяных и газовых месторождений СИПГНГМ АН Азербайджана!) и других, институтах.

В "Методическом руководстве" представлены методы гидродинамических, промыслово-геофизических и физико-химических исследований пластов, скважин и пластовых флюидов и методы контроля разработки нефтяных месторождений при заводнении,

термическом и физико-химическом воздействии.

-20-

Ру осуществляете* манометром, подключенным к межтрубному пространству. Разность показаний манометров в каждом случае определяет величину гидравлических потерь давления на трение при движении воды в соответствующем рабочем канале.

Средняя плотность воды    определяется    по    формуле

9 В. ПЛ«

где ^ ^    -    плотность    закачиваемой    воды    в    стандартных    условиях

С температура 20°С; давление ОЛ МПа), кг/Н³;

iL    -    средний    объемный    коэффициент    воды    в стволе

vcp.

скважины в момент замера давления.

Пластовое    давление определяется    в    остановленной

водонагнетательной скважине. Если на устье    остановленной    на

измерение пластового давления скважины есть избыточное давление

Р.. _ , то пластовое давление СР Э рассчитывается по формуле;

у.ст.    пл.

Р - Р + Н *■ а 10 Л    C8.8.D

пл. у.ст. пТа.пл. *

z

где g * в,81 м/сек - ускорение силы тяжеепм.

В гротивном    случае    при наличии    технической    возможности

определяется глубина статического уровня СИ Э в НКТ или

CSX *

эдтруСнон (фостранстм м плестоеое давление    определяется    по

формуле:

Р_пя «СН - Н    ₉ ю-*    .    СЕ.в.Э

ПЛ. П. СТ. I в. пл.

Составители:

Кузьмин В. М. , Свалов А. В. , Вахитов Г. Г. * Васильевский В. Н»

Заничковский Ф. М. , Китайгородский Н. С. , Вагин В. П. » Маму на В. Н. ,

Зайцев С. И. * Злотникова Р. В. » Ашмян К. Д. » Смирнов Ю. М. » Щербинин А. П. » Днепровская Н. И. » Блинов А. Е. , Гавура В. Е. , Щитов Б. В. , Тимофеев В. Г. , Кошляк В. А. * Рябов Б. М. * Арбузов В, М. , Портнов В. И. Абасов М. Т. »<

Азимов 3. X. , Кулиев А. М. » Аллахвердиев В. Н. Маслов О. И. * Васильев М. М. , Гладильщикова С. В. , Ливада Г. М. , Чернов Б. С. » Чернов В. К. , Дуброва О. В. > Валуйский А. А. » Никитина Т. Б. » Якубсон К. И. , Бруслов Л. И. »

Баренбаум А. А. » Одессер Ю. М. * Рябов В. Д. , Насруллаев И. А. , Гамидов Г. А. » Щелевой Н_ГШ. » Кошко И. И.

Приняли у частие:

Кузьмина Е. Ю. , Гетманенко В. В. »Галактионова И. К. , Куклев Д. А. , Ми-рошникова Н. Н. » Соболева Н. Г. , Шмелев Ю. А. > Агкасова Л. Г. Буряк Ж. Н. » Жалнина Т. И. , Зиновьева Л. В. , Маслова Г. Л. , Колесникова О. В. , Курносова Л. И, , Голыженкова С, В. > Долгина М. Г, , Путкарадзе Л. А, , Мамиев Г. М. , Джаруллаев Ш. А. * Гасанов Г. , Мамедов Ф. М. , Ибрагимов Т* , Сайкин Е. М. , Караева Н. Т. _f Алиев Н.Ш.,* Мамедкири-мов В. И. , Поладов А. Р. , Велиев М. Н. , Ковалькова В. А. , Мамедов Г. А , Мирзалиева С. Р. Мамедова С. М

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по применению гидродинамический» промыслово--геофизических и физико-химических методов контроля разработки нефтяных месторождений РД 39-100-91

Приказом Министрества нефтяной промышленности срок введения установлен с 01.07.91г.

Настоящее “Методическое руководство" создано по заданию Миннефтепрома С Д. 88.038* 9CD в рамках “Программы работ по повышению эффективности разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на ХП пятилетку С1980-1990 г. г.    постановление коллегии N45от

28-29 ноября 1985г.

"Методическое руководство'* составлено на основании НИР институтов Миннефтепрома: ВНИИ* ВНИИкефтепромгеофизика» ВНИПИтермнефть* АзНИПИнефть и др. и Московского института нефти и газа им. И. М. Губкина СМИНГ) _f Института проблем нефти и газа С ИПНГ), Института проблем глубинных нефтяных и газовых месторождений АН АзССР СИПГНГЮ.

В "Методическом руководстве" представлены гидродинамические промыслово-геофизические и физико-химические методы исследований

пластов и скважин по контролю разработки нефтяных месторождений при заводнении, тепловых и физико-химических методах воздействия на . продуктивные    пласты.    Изложена методика и    технология

исследований скважин, описаны способы обработки и комплексной йнтепретации получаемых данных.

По сравнению с "Руководством", утвержденным в 1982 году, в настоящем "Методическом руководстве" большее внимание уделяется методам, позволяющим в процессе разработки определять параметры, характеризующие выработку нефтяных месторождений С определять текущую нефтенасыщенность продуктивных пластов на основе гидродинамических и промыслово-геофизических методов исследований пластов и скважин}.

В "Методическом руководстве" также более полно представлены задачи,    методика проведения и интерпретация физико-химических

методов контроля, как неотъемлемой составной части общей системы контроля и управления разработки нефтяных месторождений. Физико-химический контроль состоит из этапов:    1)    отбор проб

флюидов и подготовка их к    анализу;    £0    анализ физико-химических

свойств отобранных    проб; 3D    обработка    и    интерпретация    результатов

анализа. Все эти этапы отражены в данной работе. В связи с этим более широко представлен и раздел комплексного исследования пластовых нефтей.

В значительной степени расширен раздел, посвященный

автоматизированной    обработке    результатов    исследований    пластов и

1*- 2750

- tf-

скважин. На современном уровне представлен - ''Принцитальный комплекс исследований по контролю разработки нефтяных месторождений".

В целом проект "Методического руководства" конструктивно состоит из двух основных частей, в первой из которых представлены методы исследований пластов и скважин и интерпретация результатов при заводнении, во второй - методы контроля за разработкой при термическом и физико-химическом воздействии на продуктивные пласты нефтяной залежи.

7-

ЧАСТЬ 1. Гидродинамические» промыслово-геофизические к физико-химические методы контроля разработки нефтяных месторождений.

1. Задачи контроля разработки нефтяных месторождений.

В работе "Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" отмечаются 'Следующие задачи контроля разработки нефтяных месторождений;

-    оценка эффективности донятой системы разработки залежей в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению^

-    получение информации» необходимой для оценки адекватности реального процесса разработки запроектированному в технологическом документе» регулирования процесса разработки и для проектирования мероприятий по его усовершенствованию.

Контроль разработки месторождения    осуществляется на основе

создаваемой детерминированной модели    залежи и процесса ее

разработки» которые могут быть построены на основании геолого-промысловых данных и данных, полученных по результатам исследований пластов и скважин.

Под моделью залежи понимается систематизированная информация» описывающая:

геометрию резервуаре залежи, т.е. пространственное распределение коллекторов» их свойств» закономерности их изменения» взаимосвязи» анизотропию» погрешности прогнозирования и

*.д.;

- *-

- распределение в пространстве различных фаз - нефти» газа и воды» их физико-химических свойств - плотности» вязкости» нефте» газо и водо-насыщенности» давления насыщения» коэффициента светопог лощения и других» содержания микроэлементов и других компонентов нефти в любой момент процесса разработки;

распределение давления в пласте» направления и скорости фильтрации нефти и других флюидов на разных участках залежи» дебитов скважин и пластов по нефти» газу и воде в любой момент времени;

положение поверхностей ВНК» ГНК» и ГВК» контуров нефтеносности» фронта закачиваемой воды и динамической переходной зоны в любой момент времени;

*    закономерности    и количественные    зависимости    между

наблюдаемыми явлениями и фактами» которые позволяют устанавливать причинные связи» восстанавливать более полную С связанную) картину процесса разработки при отсутствии, некоторых сведений, с той или иной степенью достоверности прогнозировать процессы» происходящие в залежи, более обоснованно планировать мероприятия» направленные на реализацию рациональной системы разработки.

Модель залежи представляется в виде карт, профилей, таблиц, графических зависимостей, формул С уравнений), текстового описания.

При обработке материала» составлении модели залежи и процесса ее разработки    используются    современные достижения    в области

нефтепромысловой геологии, геофизики, физики нефтяного пласта.

петрофизики, подземной гидродинамики, теории разработки нефтяных и

- 3 *

газовых месторождений» теории управления сложных систем с обратной связью    С кибернетики)    с обязательным    грив лечением

соответствующего математического аппарата и электронно-вычислительной техники.

Составными частями контроля за разработкой также являются:

-    контроль за техническим состоянием скважины;

-    определение в скважине интервалов размещений различных компонентов» находящихся в статическом или подвижном состоянии -осадков» воды» нефти;

- изучение особенностей динамики подвижных флюидов, например, продвижения добываемой нефти сквозь столб накопившейся неподвижной воды, образования эмульсии; определение глубины начала раэгазировакия нефти» интервалов выпадения парафина» содей и т.д.

Комплексная интерпретация результатов лрсмыслово-геофнэичес-кнх и гидродинамических исследований позволяет получить следующую основную информацию, характеризующую текущее состояние разработки:

-    продуктивность добывающих и нагнетательных скважин и распределение продукции и закачки по пластам;

энергетическое состояние залежи С текущие термобаричесг'е условия в пласте};

состояние заводнения и выработки продуктивных пластов С текущие положения ВНК и ГНК, нефтенасыщеннбсть, охват заводнением и т.д.};

-    динамику изменения фильтрационных характеристик пластов и состояния (физабойных зон скважин;

***- Z7S0