Разработка технологии контроля за дебитом скважин, эксплуатирующих несколько пластов, с применением акустических устройств

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Разработка технологии контроля за дебитом скважин, эксплуатирующих несколько пластов, с применением акустических устройств

Л.А. Ваганов

Фактор многопластовости является одним из основных, центральных в проблеме повышения КИН. Немалое число месторождений являются многопластовыми. Значительное количество пластов многоуровневых месторождений не имеют достаточного, для рентабельной эксплуатации самостоятельной сеткой скважин, объема запасов углеводородов и нефтедобывающие предприятия вынуждены производить совместную разработку таких объектов.

Наряду с экономическими преимуществами, ведение добычи с двух и более пластов одной скважиной сложно-регулируемый процесс и требует проведения значительно большего количества расчетов и постоянного инженерно-технического сопровождения работы скважин, пластов и скважинного оборудования. Необоснованное объединение продуктивных горизонтов в один общий эксплуатационный объект может привести к неблагоприятным последствиям технологического характера и потере извлекаемых запасов. Бесконтрольность совместной разработки приводит к возникновению ошибок в списании запасов, определении энергетического состояния объектов, и может привести к состоянию, когда будет очень сложно определить потенциалы: объектов и структуру остаточных запасов углеводородов. Решение же данной задачи с помощью только промыслово-геофизических исследований скважин потребует значительных финансовых затрат.

Ниже приведены основные недостатки существующих методик раздела продукции совместных скважин:

1. Расчет добычи каждого из пластов исходя из пропорционального соотношения (проводимости) или (гидропроводности). Этот способ решения задачи по проводимости или гидропроводности не имеет затратной части, однако довольно неточен, и по этой причине редко дает достоверные результаты;

2. Геохимический анализ поверхностных проб пластовых нефтей (по концентрации различных химических элементов или физико-химических свойств, например, коэффициента светопоглощения). В данном случае проблемой является недостаточное различие исследуемых физико-химических параметров нефти и их изменчивость по площади залежи;

3. Геофизические исследования (в частности, дебитометрия и термометрия). Основным недостатком этих приборов является их низкая чувствительность и точность, а также необходимость остановки работы скважины;

4. С применением автономных геофизических приборов, устанавливаемых между пластами и над интервалом верхнего пласта. Недостатками метода является то, что для снятия информации необходимо производить подъем насосного оборудования а также существует большая вероятность отказа и заклинивания прибора по причинам различных видов отложений на корпусе и подвижных частях измерительных приборов;

5. С использованием компоновки Y-tool (двухлифтовый подъемник). Негативной стороной применения данной конструкции является ее сложность и дороговизна.

Возможным решением данной проблемы является использование технологии измерения дебита продуктивных пластов, работающих в одной скважине, разработанная в Тюменском Государственном Нефтегазовом Университете при непосредственном участии автора. Данный способ проходит заключительную стадию патентования, что подтверждается приоритетной справкой на изобретение [1].

Прохождение газожидкостной смеси из пласта в скважину через перфорационные отверстия всегда сопровождается возникновением турбулентного потока и технологическим шумом. Каждый пласт в скважине, в силу различий в давлении, свойствах флюида, количестве и размере перфорационных отверстий, имеет свою собственную амплитудно-частотную характеристику (т.е. издает звук только в определенном диапазоне частот), которая будет отличаться от АЧХ других пластов.

Газожидкостная смесь, движущаяся по стволу скважины, служит надёжным проводником для любого технологического звука - в данном случае звук от пластов по затрубному пространству проходит до раздела фаз газ-жидкость, и переходит в насосно-компрессорные трубы, по которым передается на устье скважины, где происходит расшифровка звукового сигнала. Основной проблемой при передаче звука по скважине является наличие электроцентробежного насоса, который играет роль шумовой помехи, и заглушает звук пластов.

Для решения данной проблемы разработан акустический преобразователь шума, который конструктивно представляет собой набор трубчатых четвертьволновых резонаторов, каждый из которых рассчитан на основную частоту и частоту гармоник в соответствии с поставленной задачей по принципу наращивания акустических характеристик сверху вниз.

Данный набор может быть любым, но экспериментально оптимальным выбрано 8 резонаторов. Диаметр модуля, набранного из серии отдельных секций, может иметь диапазон 48 - 76 мм, длина может достигать 2 м.

акустический контроль скважина пласт

Рисунок 1. Принцип действия акустического преобразователя шума

Набор четвертьволновых резонаторов располагается внутри насосно-компрессорных труб, над ЭЦН. Принцип действия состоит в вырезании звуковых волн среднего диапазона частот и модулировании волн низкого (<3кГц) и высокого (>7кГц) диапазонов.

Технологический звук колебаний корпуса насоса и НКТ изменяется резонатором - средние частоты (в которых располагается спектр пластов) вырезаются, а высокие и низкие частоты усиливаются.

Таким образом, с помощью акустических резонаторов становится возможным осуществить четкую передачу звука.

Амплитудно-частотная характеристика звука, издаваемого электроцентробежным насосом в скважине, накладывается на АЧХ пластов, при этом современная аппаратура может достаточно четко выделить звук, издаваемый пластами.

Конструкция резонатора позволяет ему постоянно находиться в колонне газлифтных труб, причём его крепление не осложняет и не утяжеляет колонны труб. Установка нескольких резонаторов в одной скважине усиливает эффект его воздействия.

Рисунок 2. Схема действия разработанного способа в целом (а - на забое - технологический звук пластов; б - на уровне подвески ЭЦН - наложение АЧХ НКТ на АЧХ пластов; в - внутри НКТ над насосом (точка установки резонатора) - изменение АЧХ звука вибрации корпуса ЭЦН и НКТ; г - внутри НКТ до устья - суммарная АЧХ технологического звука данной скважины)

Конечный спектр звуков принимается гидрофоном, закрепленным на устье или спущенным через лубрикатор, сигнал через усилитель подаётся на параллельно соединённые полосовые фильтры. На каждый пласт необходимо несколько полосовых фильтров - с учётом возможного сдвига максимума в сторону более низких или высоких частот. При любом изменении дебита жидкости будут меняться свойства турбулентного потока, и спектр звука будет смещаться.

Далее сигнал подаётся на спектроанализатор, который выводит результат измерения дебита. Задача по систематизации данных и расчёту изменения дебита в зависимости от сдвига максимума АЧХ при современном уровне развития цифровых технологий значительно упрощается - компьютерная техника позволит достаточно быстро обобщить текущие данные даже с большого количества контролируемых скважин.

Данный способ в настоящее время проходит процедуру патентования (приоритетная справка №2008125160 от 20.06.2008), также авторами ведутся расчеты для применения его на скважинах многопластовых месторождений в целях улучшения выработки запасов нефти, и активное продвижение для промысловых испытаний.

Основными задачами для дальнейшего развития и применения технологии в области разработки месторождений являются:

1. Обоснование разукрупнения объектов многопластового месторождения с целью управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов;

2. Промысловая апробация методов расчета по контролю за работой пластов и мероприятий по совершенствованию эксплуатации при добыче из двух объектов;

3. Научное обоснование разукрупнения объектов для условий многопластовых месторождений с целью повышения эффективности нефтеотдачи.

Литература

1. Грачев С.А., Савиных Ю.А., Музипов Х.Н., Ерка Б.А., Ваганов Л.А. Приоритетная справка №2008125160 от 20.06.2008 на «Способ непрерывного контроля дебитов отдельных пластов скважины при многопластовой добыче», 9 с.;

2. Сорокин А.В. «Разработка и исследование методов управления гидродинамическими режимами совместных скважин при эксплуатации двух пластов», Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., 187 с.; ТюмГНГУ, 2008, с.1-10, 13-16, 22-27, 83-88;

3. Блажевич В.А., Фахрев И.А., Глазков А.А., «Исследование притока и поглощения жидкости по мощности пласта», 136 с. М.:Недра, 1969, с. 5-16, 24-25;

4. ПАТЕНТ РФ. № 2109134, Б.И. № 11, 1998. Способ воздействия на призабойную зону скважины;

5. ПАТЕНТ РФ, № 2133332, Б.И. № 20, 1999. Способ интенсификации добычи нефти.

Размещено на Allbest.ru