Автореферат (Мониторинг профиля притока (приемистости) в горизонтальных скважинах по результатам распределенной нестационарной термометрии), страница 4

МЕТОДИКИ МОНИТОРИНГА РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИННа основе выявленных закономерностей поведения температуры в системе скважина-пласт автором предложены различные экспресс-методики интерпретации термограмм, которые могут быть применены в нестандартных условиях. Отталкиваясь от информации о заканчивании горизонтальных скважин, как и чем они оборудованы, какимобразом эксплуатируются, а также принимая во внимание, какие яркие эффекты прослеживаются на фоне множественных факторов-помех в ходе работы объекта, выбираются приближенные решения в процессе интерпретации с выделением работающих интервалов и дальнейшей количественной оценки.

Именно поэтому для каждой ситуациисуществует свой алгоритм обработки данных, который наиболее полно показывает особенности формирования теплового поля в рассматриваемой системе.В текущей главе выделяются два основных раздела: первый раздел касается возможностей термометрии непосредственно в нагнетательных скважинах; второй – в добывающих. В свою очередь в процессе изучения закономерностей формирования теплового поля возникла необходимость классифицировать предлагаемые экспресс-методики интерпретации горизонтальных скважин по различным критериям (рис. 1). Однимиз основных, безусловно, остается принцип анализа по динамике изменения температуры в интервалах вне работающих пластов и непосредственно в пределах работающихзон.В данной части научной работы из множества предложенных экспресс-технологий автор уделяет большее внимание самым представительным примерам, которые отражают общую концепцию исследования.Первый раздел как раз посвящен изучению нагнетательных скважин.1617Рис.

1 Классификация экспресс-методикПервый пример касается ГС с МсГРП (работа портов). При детальном изучениихарактера распределения теплового поля в стволе при стабильной закачке были подмечены «изломы» на зарегистрированных температурных кривых, которые связаны собъемом принимаемого флюида в пласт.

Для начала была построена упрощенная модель с постоянным расходом, описывающая этот эффект. После решения прямой задачи строились и анализировались типовые температурные кривые. Оперируя закладываемыми значениями дебитов закачки и рассчитанными по термограммам углами,выявлялась зависимость изменения наклона температурной кривой.

Таким образом, составлялась серия палеток в полулогарифмическом масштабе, которые отражают последовательность изменения дебита от отношения тангенсов углов наклона при разныхобъемах закачиваемой воды (рис. 2). При решении обратной задачи определяется доляпринимаемой жидкости каждого локального места поглощения.10.1tgα1/tgα2QQ (100)Q (50)Q(40)Q(30)0.01Q (20)Q (10)0.0010102030405060708090100Q принимаемоеПорт №7порты7654321Q, %60.00%52.5 %50.00%40.00%31 %30.00%20.00%2.7 %7%3.7 %1%2.1 %10.00%0.00%Рис. 2 Палетка для определения расходаДругим объектом рассмотрения для исследования является еще одна горизонтальная нагнетательную скважина, но уже вскрывающая всю продуктивную толщу.

Вэтом случае автор предлагает рассмотреть результаты решения прямой задачи на основе моделирования термодинамических процессов при уменьшении объема закачиваемого флюида с каждой последующей глубинной отметкой. Полученные расчеты свидетельствуют о том, что одним из эффективных способов решения поставленной задачи является анализ характера изменения температуры с глубиной в процессе нагнетания по приращению площади между разновременными замерами. Количественным18критерием такой оценки может являться параметр θ, определяемый по трем разновременным температурным кривым Т1, Т2, Т3, полученные после начала закачки через некоторое время t1, t2 и t3 соответственно. Для каждой скважины определяется свое отношение θi= S1(t2-t1)/S2(t3-t2), а затем строится некая палетка, по которой происходитопределение искомой величины удельного расхода в заданной зоне.В рамках второго раздела текущей главы рассматриваются исключительно случаи, связанные с работой добывающих ГС.Первый случай посвящен количественной оценке дебита в интервале притокапри калориметрическом смешивании.

Автор представляет решение, базирующееся напоиске температуры выхода добываемого флюида. Для определения наиболее приближенного к реальному значению искомой величины, необходимо выявление оптимальных условий формирования температуры в исследуемой зоне. Поскольку при длительно работающей скважине одновременное влияние множества температурных процессов сильно «смазывает» зарегистрированную картину, и интерпретация становитсявесьма неоднозначной, выделить, интересующий эффект представляется возможнымлишь при резком контрасте, т.е. при смене режима работы скважины, а именно сразупосле остановки скважины, причем предлагается сфокусироваться в области раннихвремен.Поведение температурного поля в зависимости от длительности релаксации показывает, что в процессе остановки температура в скважине постепенно стремится кгеотермической, однако, как только добавляется эффект, связанный со смешиванием,она начинает меняться с положения Траб к отметке Т01 (рис.3), образуя аномалию.Рис.

3. Схема поведения температурного поля в интервале притока.19Данное кратковременное изменение объясняется предшествующей стабильнойдолговременной работой скважины, во время которой происходит нагрев (охлаждение)в продуктивном интервале за счет дроссельного эффекта. Затем начинается постепенное снижение температуры, которая стремится к естественной (в данном случае к геотермической) – от Т01 к Т02 и далее от Т02 к Т03. В подобных условиях наиболее близкотемпературе поступающего из пласта флюида соответствует температура замера в оптимальный период времени релаксации.Еще один пример описывает ситуацию, когда объектами исследования высту400пают локальные места притока(наличие естественных или искусственно созданныхтрещин в прискважинной зоне). Зачастую в таких условиях в процессе работы на ран350t = 7.964 сек формы температурных аномалий.

Приних и средних временах наблюдается изменение(динамика)300дифференцировании зарегистрированнойтермограммы на более простые области впродуктивной зоне выявляется tзависимостьизменения угла наклона касательной в вы= 0 сек250(фон)деленной части от дебита (рис. 4).200tg2150tg1tg2100tg1500Н, м485052545658Температура, оСРис. 4. Деформация температурной аномалии во времени.Такой анализ не является чем-то новым и по своему принципу идентичен количественной обработке термоаномалий с помощью нормированного коэффициента теплоотдачиВ, однако данный подход базируется на выделении ярких температурных эффектов иможет быть применен непосредственно в работающих интервалах.

Предлагаемый параметр , который рассчитывается как: (tg1 / tg 2 )(tg1 / tg 2 )(4)показывает изменение формы выделенной области на кривой в зависимости от той илииной интенсивности притока добываемой жидкости.20ЗАКЛЮЧЕНИЕПо результатам выполнения диссертационной работы получены следующие выводы:1. Успешно осуществлено решение обратной задачи нестационарной термометрии горизонтальных скважин с учетом ряда факторов, одновременно влияющих на тепловое поле. Предлагаемый подход подразумевает изучение базовых эффектов, связанных с выделением и переносом теплоты, и обоснование условий их максимальнойинформативности в конкретных условиях.2. На основе подробного анализа, включающего изучение таких базовых эффектов какконвективный перенос теплоты в и вне работающих интервалов и релаксации теплового поля в статике, разработаны экспресс-методики интерпретации термограммнагнетательных скважин в нестационарных условиях.3.

С применением активных технологий термических исследований, предполагающихцеленаправленное создание локальных контрастных термо-аномалий и использование идеи о нестационарном условном фоновом квазистационарном и нестационарном температурном поле, обусловлен предлагаемый алгоритм интерпретации термограмм в добывающих горизонтальных скважинах с низким притоком.Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:Публикации в ведущих изданиях согласно перечню ВАК1. Буянов А.В.

Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальныхскважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов // Нефтяное хозяйство – декабрь 2016. – С. 69-712. Буянов А.В. Опыт эффективного мониторинга фонтанной горизонтальной нефтяной скважины с помощью распределенной оптоволоконной термометрии / А.И.Ипатов, И.С. Каешков, М.И. Кременецкий, Буянов А.В., Панарина Е.П., Фигура Е.В.// Каротажник – №278 – С.

34-50.3. Буянов А.В. Количественная оценка работы нагнетательных горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом (МсГРП) на основе термометрии / БуяновА.В. // Геофизика – 2018. – №2. – С. 30-36.21Публикации в других изданиях4. Буянов А.В. SPE-171236-RU.2014 Мониторинг работы горизонтальных скважин наоснове измерения профиля температуры распределенными стационарными датчиками (SPE-171236-RU.2014, «Horizontal Well Monitoring Based on TemperatureProfile Measuring with Distributed Temperature Sensors (DST)») / А.И. Ипатов,И.С. Каешков, М.И. Кременецкий, А.В. Буянов // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 14-16 октября2014 г.5. Буянов А.В.

Количественное определение профиля поглощения в горизонтальныхскважинах, вскрывающих низкопродуктивные неоднородные пласты, по результатам нестационарной термометрии / Буянов А.В. // PROнефть – 2016. – №2. – С. 12196. Буянов А.В. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии примониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром нефть» /А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В.