image

Территория Нефтегаз № 5 2016

Разработка и эксплуатация месторождений

01.05.2016 10:00 Способ определения дебитов стволов многоствольных скважин
Строительство многоствольных скважин в последнее время является основным методом повышения нефтеотдачи пластов как на новых месторождениях, так и на месторождениях, находящихся на последней стадии разработки. Добыча нефти с применением многоствольных скважин позволяет сократить капитальные затраты на строительство новых скважин и увеличить коэффициент извлечения нефти. В подобных скважинах из основного ствола разбуриваются несколько боковых стволов, ведущих к различным участкам эксплуатационного объекта. Динамика работы скважины в этом случае зависит от характеристик каждого из стволов и фильтрационно-емкостных свойств вскрытых участков пласта. Для получения полной информации о степени выработки объекта эксплуатации необходим раздельный учет добываемой продукции по каждому стволу многоствольной скважины. В данной работе описан способ измерения дебита стволов многоствольной скважины, основанный на проведении термогидродинамических исследований скважины. В основе предлагаемого способа исследований многоствольных скважин лежит многодатчиковая технология. Приборы, регистрирующие давление и температуру, располагаются в пилотном стволе напротив окон зарезки боковых стволов и в зумпфе скважины. По термограммам определяется приток жидкости из боковых стволов, по барограммам определяются фильтрационные свойства пластов. Прибор, расположенный в зумпфе скважины, является контрольным для определения степени участия каждого ствола в общем дебите скважины, так как в этой зоне скважины движения жидкости не происходит и на температурной кривой отражается только эффект адиабатического расширения-сжатия при пуске-остановке скважины, тогда как другие термодинамические эффекты не проявляются. Напротив окон зарезки боковых стволов происходит активное движение жидкости и наряду с адиабатическим эффектом проявляются калориметрический, дроссельный и баротермический эффекты, которые отражаются на термограммах комплексных приборов.
Ключевые слова: многоствольная скважина, месторождение нефти, исследование скважин, пласт, пакер, манотермометр, дебит, продуктивность, контроль выработки запасов, многодатчиковая технология.
Ссылка для цитирования: Лушпеев В.А., Кочетков Л.М., Бастриков С.Н. Способ определения дебитов стволов многоствольных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 5. С. 56–60.
Открыть PDF


 Процесс разработки нефтяных месторождений необходимо непрерывно контролировать. При контроле за разработкой выделяют три основных направления: изучение процесса выработки запасов залежей нефти, оценку эффективности применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов, диагностику состояния нефтяных пластов. В настоящее время имеется методическая база, позволяющая решать задачи, возникающие по всем трем направлениям [1, 2].

Ключевой задачей контроля за разработкой месторождений нефти является анализ выработки запасов. Особую актуальность эта задача приобретает при разработке сложнопостроенных многопластовых месторождений. Зачастую система разработки таких месторождений предполагает наличие многоствольных скважин.

Основными геофизическими методами определения параметров работающих стволов многоствольных скважин и интервалов притока в горизонтальной скважине являются:

  1. пассивная акустика (спектральная шумометрия). Проблема использования стандартных (интегральных) модификаций шумометрии связана с недостаточной чувствительностью при сильном шунтирующем влиянии шумов от движения флюида по стволу;
  2. радиометрия и широкополосная акустика;
  3. дебитометрия (однако чувствительность приборов при исследовании малодебитных объектов недостаточная);
  4. термометрия (занимает одно из лидирующих положений в решении представленной задачи).

Термометрия скважин включает в себя методы естественного теплового поля и методы искусственных тепловых полей, созданных заполнением скважины, охлажденным или нагретым раствором [3, 4]. Начальная термограмма (температурная кривая), замеренная по стволу скважины до ее пуска в работу, дает представление о естественном тепловом поле земли. Переходные температурные процессы после пуска скважины в работу отражают геометрию призабойной зоны, а установившиеся возмущения естественного теплового поля позволяют определить интервалы притока и поглощения и их продуктивность.

Высокая информативность метода термометрии при исследовании скважин обусловлена высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. Это является достоинством и недостатком метода, поскольку существенно затрудняет процесс интерпретации термограмм. Для обеспечения достоверности решения задач термометрии необходимо знание влияющих факторов, связанных с состоянием скважины и условиями измерений.

Для эффективной эксплуатации многоствольных скважин необходимы промыслово-геофизические данные, полученные в процессе разработки пластов. Технически не всегда возможна доставка оборудования в пробуренные боковые стволы, следовательно, исследования процессов, протекающих в них, существенно затрудняются.

56-60_r1.pngДля решения вышеприведенных задач исследования многоствольных объектов фирма Baker Hughes разработала многопакерную установку. Данная установка отсекает каждый из боковых стволов, что позволяет осуществлять раздельную эксплуатацию и возможность исследования геофизическими приборами. Основным недостатком данного метода является затухающий режим эксплуатации при исследовании (которые проводятся при помощи компрессорной установки), что значительно искажает фактические данные.

С развитием в последние годы современной исследовательской техники и технологий стало возможным получать необходимую информацию об объектах по результатам комплексных исследований, одним из наиболее информативных и краткосрочных из них является многодатчиковая технология термогидродинамических исследований скважин. Данная технология успешно применяется на практике и в настоящее время адаптирована для исследований многоствольных скважин. Сегодня многодатчиковая технология термогидродинамических исследований может быть применена на объектах с многозабойными скважинами для определения качественного и количественного вклада каждого из исследуемых стволов в общую работу скважины. Этот способ позволяет осуществлять качественный контроль за разработкой месторождений, эксплуатируемых такого рода скважинами.

Термодинамические исследования позволяют решить такие задачи, как качественное и надежное определение исходных параметров, необходимых при подсчете запасов, проектировании разработки залежи и установлении оптимального технологического режима работы скважин. Отличительной особенностью предлагаемой технологии является возможность исследований при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации на нескольких циклах отработки скважины. Это позволяет сравнивать пластовые параметры от режима к режиму и уверенно говорить о корректности получаемых данных.

При проведении термогидродинамических исследований в пилотном стволе над верхним окном врезки устанавливается пакер, а на дальнейшем участке насосно-компрессорных труб от верхнего окна врезки до забоя пилотного ствола напротив каждого бокового ствола в контейнерах устанавливаются комплексные автономные приборы в количестве, необходимом для получения информации о каждом боковом стволе многоствольной скважины (рис. 1).

Подготовка скважины к проведению исследований включает в себя извлечение подземного оборудования (при наличии) и промывку забоя технической жидкостью. Непосредственно перед пуском в работу скважина должна быть выдержана определенное время в покое для выравнивания градиента температуры.

Количество установившихся режимов, время воздействия на каждом установившемся режиме и время восстановления после отработки определяется для каждой скважины индивидуально. Моделирование термодинамических процессов в системе «скважина – пласт» показало, что для достижения поставленной цели необходимым условием является мгновенное изменение давления в стволе при пуске и остановке скважины. Условие это необходимо для четкого проявления адиабатического эффекта в скважине, что позволяет минимизировать проявление процесса теплообмена жидкости в скважине с окружающими горными породами. Адиабатический, дроссельный и калориметрический эффекты являются качественными характеристиками данного метода исследования. Для выполнения поставленных условий наиболее приемлемым является использование для вызова притока струйного насоса, позволяющего создать в подпакерной зоне заданную депрессию и поддерживать ее необходимый промежуток времени.56-60_r2.png

Для решения вопроса количественного вклада каждого бокового ствола в общий дебит скважины необходимо проанализировать и решить уравнение сохранения энергии потока в пласте относительно линейных скоростей фильтрации в каждом отдельном стволе. Решение для многопластовых объектов представлено в работе [4].

Используя тот же принцип, мы получаем уравнение для определения количественного вклада каждого исследуемого ствола многоствольной скважины. Чем интенсивней движение жидкости в интервалах зарезки боковых стволов (места установки приборов), тем интенсивней прогреваются эти зоны. Определив отношение темпов изменения температуры в интервалах зарезки боковых стволов, определим отношение скоростей потоков жидкости в боковых стволах.

Обозначив отношение скоростей потоков жидкости в боковых стволах коэффициентом К, прямо пропорциональным отношению темпов изменения температуры напротив исследуемых стволов, получим:

 

K=\frac{v_i}{v_{i+1}}=\frac{\left(\frac{\partial T}{\partial \tau}\right)_i}{\left(\frac{\partial T}{\partial \tau}\right)_{i+1}}                                     (1)

где vi – скорость потока в i-м стволе;

\left(\frac{\partial T}{\partial \tau}\right)_i} – производная температуры по времени.

Таким образом, коэффициент пропорциональности скоростей фильтрации К определяется отношением производных температуры в начальные моменты времени τ. Зная отношение скоростей течения жидкости исследуемых стволов и общий дебит, можно определить качественный и количественный вклад каждого бокового ствола в общий дебит многоствольной скважины.

Наличие пакера и обратного клапана позволяет отсекать подпакерную зону от полости скважины, что предотвращает приток жидкости в скважину после прекращения отбора (при этом гидростатическое давление над пакером остается первоначальным). Указанные выше технологические особенности позволяют соблюдать важные условия гидродинамики и термометрии.

Весь процесс исследования (включая спуск и подъем оборудования) регистрируется комплексными автономными приборами, в составе которых – датчики давления и температуры.

Данная технология позволяет производить работы с применением утвержденных типов схем обвязки устья скважин, используемых при освоении, испытании и капитальном ремонте.

Предлагается следующая схема проведения термогидродинамических исследований: скважина запускается в работу на три часа, затем останавливается для восстановления давления на три часа; данный этап повторяется еще два раза, затем скважина останавливается для регистрации длительной КВД на 12 часов. Весь процесс исследования на установившихся и неустановившихся режимах занимает 27 часов (без учета спуско-подъемных операций), что позволяет отнести данную технологию к разряду экспресс-исследований.56-60_r3.png

На скважине 3002Гр одного из месторождений Западной Сибири были проведены термогидродинамические исследования по описанной технологии. Целью работ являлось определение продуктивных параметров скважины, в т.ч. боковых стволов, и работающих интервалов пилотного горизонтального ствола. Исследования проведены по многодатчиковой технологии с использованием струйного насоса и хвостовика с «гирляндой» автономных приборов АМТ-09.

 

Результаты термогидродинамических исследований.

Скважина отработана на первых двух режимах по три часа, и на третьем – 4,5 часа, при устьевых давлениях нагнетания 60, 80 и 90 атм. соответственно. После первого и второго режимов работы скважина остановлена на три часа. После третьего режима – на 20 часов для записи кривой восстановления давления (КВД).

При отработке скважины на режимах контроль притока осуществлялся по изменению объема жидкости в мерной емкости агрегата ЦА-320. Рост объема жидкости в мернике агрегата наблюдался на всех режимах отработки.

В процессе отработки приток водонефтяной эмульсии из пласта составил: 2,8; 4,4 и 6,2 м3 на 1-м, 2-м и 3-м режимах соответственно. Суммарный объем извлеченной жидкости – 13,4 м3.

На рисунке 2 представлены результаты замера изменения давления на трех установившихся режимах фильтрации по десяти приборам, расположенным в горизонтальном участке основного ствола и напротив окон зарезки боковых стволов.

Интерпретация результатов исследований

Пластовое давление (273,5 атм.) принято по результатам исследования скважины. Индикаторная диаграмма (рис. 3)
имеет линейный характер. Коэффициент продуктивности, определенный по ИД, – 0,515 м3.сут./атм.

Результаты замера температуры по шести приборам, расположенным в горизонтальном участке основного ствола скважины, представлены на рисунке 4.
Темпы изменения температуры по приборам 2, 3, 4, 6 при отработке на режимах имеют единый характер, отличный от характера темпов прибора 1, установленного в зоне, где приток заведомо отсутствует. Темп изменения температуры по прибору 5 характеризует отсутствие притока на первых двух режимах и слабый приток на 3-м режиме. Прибор 7 находился выше исследуемого горизонтального ствола, что дает возможность не учитывать его в интерпретации данных.

Изменение температуры по приборам 8, 9, расположенным в интервале зарезки окон боковых стволов, представлено на рисунке 6. Прибор 8 по техническим причинам не сработал, в связи с чем нет данных для интерпретации.56-60_r4.png

Темп изменения температуры по приборам, расположенным ниже второго окна зарезки, медленнее, чем темп изменения температуры по прибору 9, расположенному напротив интервала зарезки второго бокового ствола. Первый боковой ствол характеризуется как неработающий в связи с техническими неполадками. Второй боковой ствол можно характеризовать как продуцирующий. Результаты определения удельных дебитов приведены в таблице.

 

Заключение

Многоствольные скважины являются перспективным направлением в разработке месторождений нефти и газа, однако требуют вдумчивого подхода к планированию и интерпретации результатов исследований. На сегодняшний день технологии и техника исследований многоствольных скважин дают возможность качественной оценки работы скважины, в частности каждого из стволов. Плановое проведение подобных исследований позволит оптимизировать существующие системы разработки и грамотно построить разработку вновь вводимых месторождений.

Предложенная технология исследований многоствольных скважин позволяет качественно и количественно определить вклад каждого ствола скважины, что обеспечивает контроль за выработкой запасов в области исследуемых скважин и месторождения в целом, а также дает возможность технологически обосновывать режим эксплуатации многоствольной скважины и оценивать коэффициент извлечения нефти каждой эксплуатируемой части залежи или месторождения во времени.

 

 

Таблица. Результаты расчетов удельного дебита исследуемых интервалов

Table. Results of specific rate of yield calculations for surveyed ranges

№ прибора/удельный дебит, м3/сут.

Instrument No./specific rate of yield, m3/day

1

2

3

4

5

6

Дебит горизонтального ствола

Horizontal shaft rate of yield

9

1-й цикл

Cycle 1

1,26

1,14

1,94

2,47

0,00

1,49

8,30

14,10

2-й цикл

Cycle 2

3,36

3,22

3,08

1,99

0,00

2,48

14,11

21,09

3-й цикл

Cycle 3

5,05

4,35

2,65

3,65

3,46

4,24

23,39

26,21




← Назад к списку


im - научные статьи.