Диссертация (Мониторинг профиля притока (приемистости) в горизонтальных скважинах по результатам распределенной нестационарной термометрии), страница 5

Прибор делает замеры при смешанном и расслоенном режимах потока.Аппаратура FSI также способна выявить рециркуляцию воды на забое. Каждый изпяти миниатюрных расходомеров делает локальный замер скорости флюида, даваявозможность рассчитать профиль скоростей многофазного потока. При разделениифлюида на углеводороды и воду создается бинарный сигнал на каждом датчике,когда пузырьки нефти, газа или воды касаются кончика датчика. Процентноеотношение воды определяется долей времени, когда через кончик датчикапроходит ток, а профиль процентного отношения воды точно передает режимпотока в скважине.

Аналогично можно выявить и процентное соотношение газа вжидкости с помощью шести оптоволоконных датчиков GHOST, чувствительных киндексу оптического преломления лучей во флюиде. Из регистрируемыхпараметров также можно получить кривую скорости счета пузырьков ииспользовать ее для определения глубины первого поступления газа в скважину.Совместно оптические и электрические датчики предоставляют детальнуюинформацию по процентному содержанию трех фаз на одной глубине.По результатам исследований выявлено, что наличие не одного, а несколькихрасходомеров вдобавок с датчиками разделения флюида, способствует болееточной идентификации поинтервального притока, поступающего в ствол.

Накривых расходомера прослеживается изменение показаний по длине ствола схарактерными аномалиями в тех местах, где происходит изменение жидкости посоставу. Учитывая особенность расслоения фаз по сечению скважины, можносделать заключение о том, что при достаточном притоке (при малых дебитах этоможет и не работать), в конкретном интервале все датчики будут фиксировать однуи ту же величину, следовательно, на всех кривых, полученных по 5 расходомерам,это будет отражаться одинаковым положением экстремума.

С обработкой данных,регистрируемых посредством оптических и электрических датчиков, всё обстоит25немного проще: фиксируемые по каждому датчику вдоль всей длины стволакривые дают профиль, по которому отчетливо видно на каких глубинахпреобладает газ, нефть или вода.Еще одним прототипом комплекса многодатчиковой аппаратуры можетслужить прибор MAPS компании General Electric [120]. Данная системапредставляется собой измерительную компоновку, состоящую из 3 модулей смножеством датчиков, которые регистрируют сопротивление, диэлектрическуюпроницаемость и скорость самого потока в стволе скважины. MAPS позволяетнаглядно дать информацию о профиле притока и обеспечить количественнуюоценку.Первый модуль оснащен шестью миниатюрными турбинами (вертушечныерасходомеры) на 6 прижимных устройствах, развернутыми через 60о, что позволяетизмерять дискретные локальные скорости жидкости вокруг ствола скважины иобеспечивает прямое измерение отдельных фазовых скоростей.Второй имеет 12 мини резистивиметров, установленных на дугообразныхпружинах, которые способны определить объемное содержание воды по всемурассматриваемому участку вдоль ствола.

Модуль различает проводящую воду иуглеводороды, которые являются диэлектриками, и обнаруживает очень маленькиебыстрые пузырьки. Это позволяет определить поперечный профиль притока свыходом на текущее значение обводненности в любом режиме в вертикальных,наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.Последняя часть системы представляет собой так же комплект из 12датчиков.

Они измеряют электроемкость окружающей жидкости в скважине. Идеязаключается в том, что нефть, газ и вода имеют разные диэлектрическиепостоянные, и данный модуль использует это свойство для идентификации фаз.Все 12 значений одновременно передаются на поверхность или в ячейку памятиприбора. Принимая измерения по сечению ствола скважины, а не вдоль ее оси,получается точный график профиля компонентного состава флюида.В сочетании с остальными датчиками состава, включенными в компоновку,полученные после проведения исследования данные расходомера формируют26полный объем данных, необходимый для количественного расчета расхода каждойфазы с гораздо большей степенью достоверности, обеспечивая, таким образом,необходимую информацию для качественного контроля разработки.Широкое применение также нашли и отечественных аналоги ранеерассмотренныхвариантовзарубежноймногодатчиковойаппаратуры,предназначенной для проведения промыслово-геофизических исследований вгоризонтальных скважинах.

Такие приборные комплексы как АГАТ-42-КГ-6В иСОВА-С9ВЛ6-42Т-80 активно используются в России для контроля разработки ипозволяют регистрировать такие параметры, как влагосодержание с помощью 6распределенных по сечению ствола скважины датчиков, угол вращения приборавокруг своей оси, угол наклона, температуру посредством 2 датчиков, давление, атакже проводить механическую расходометрию со встроенными 2 датчиками,термоиндикацию притока, определять мощность экспозиционной дозы гаммаизлучения и удельное сопротивление жидкости, находящейся в стволе скважины.Еще одна популярная на российском рынке сборка КАРСАР Горизонтпользуется достаточно большим спросом при проведении мониторинга работыгоризонтальных скважин.

Преимущественно она предназначена для решения задачпо определению состава флюида, а также его скорости.В рассматриваемой компоновке встроен модуль датчиков влагосодержания иминирезистивиметры,позволяющиерегистрироватьдиэлектрическуюпроницаемость и удельное сопротивление жидкости в стволе. Набор из 12миниатюрных анализаторов смонтирован на внутренней стороне раскрывающихсярессор. Все 12 зафиксированных значений одновременно передаются наповерхность или в модуль регистрации на аккумуляторах.

Получив таким образомзамеры в одной плоскости по диаметру скважины, а также по ее протяженности,имеется возможность построения общей картины расслоения по фазам. Модульпозволяет разделять соленую воду от пресной, а также детектировать пузырькилегкой или тяжелой фазы, движущиеся вдоль скважины.27Дополнительный модуль дебитомеров имеет 6 миниатюрных турбинок,расположеных на раскрывающихся рессорах. Каждая из них предназначена дляопределения скорости и направления потока.Эти совместные замеры с двух модулей позволяют прийти к количественнымоценкам объемного потока для каждой из фаз с высокой степенью достоверности.Таким образом, использование подобных модификаций аппаратурныхкомплексов создает некое преимущество перед стандартным комплексом ПГИ, и,несомненно, они позволяют более детально выявить и изучить работающиетолщины, параллельно определяя соотношение воды и углеводородов в потоке натекущий момент времени, а также помогают оптимизировать режим работыисследуемой скважины.

Несмотря на хорошее качество отечественных приборов,следует отметить явное преимущество зарубежных комплексов. Но всё жечастичная компенсация данного нюанса происходит за счёт активной разработкинестационарных технологий в ходе мониторинга работы скважин. Однако следуетотметить, что в осложненных условиях (низкий многофазный приток, слишкоммалые диаметры колонн, проходимость приборов и т.д.) возможности иностранныхаппаратурных комплексов тоже ограничены.281.2.2 Усовершенствованные нестационарные технологииКак известно, в горизонтальном стволе очень непросто рассчитать профильпритока/приемистости,особеннокогдасуммарныйдебитилирасходрассматриваемой скважины низкий, а работающая длина ствола значительная.

Вэтом случае определить удельный расход будет весьма затруднительно безприменения современных первоклассных аппаратурных систем или сложныхтехнологий, а иногда и вовсе невозможно. Поэтому решить возникшую проблемуреально иным путем, подразумевающим искусственное создание проходящих вскважине процессов, которые могли бы быть отражены на методах “притокасостава”. Под этими словами подразумевается выбор особых оптимальных условийили же их создание для осуществления наиболее эффективной диагностики работыс дальнейшей количественной оценкой.Так в качестве примера очень действенной хоть и давно изжившей себятехнологией может быть компрессирование (рис 1.4). Нестационарная процедураосвоения пласта позволяет проследить как протекают процессы в стволе.

Изучаяопределенные эффекты, характерные для каждого этапа, можно наблюдатьсмещение аномалий по конкретным методам, а также диагностироватьнаправление флюида в стволе с параллельной оценкой интенсивности егодвижения. Сложность осуществления подобной диагностики может состоять в том,что ее далеко не всегда и везде применяют по различным причинам, одна изкоторых связана с экологическим аспектом, и поэтому, как правило, в ход идутиные технологии вызова притока. [48, 49].2902:1802:5501:4001:52Рис. 1.4 Измерение профиля температуры по стволу с помощью распределенныхоптоволоконных датчиковЕще одним способом создания резкого контраста при регистрации показанийможно добиться путем проведения циклической закачки рабочего агента во времягидроразрыва (или же серии гидроразрывов в случае с горизонтальной скважиной).Тут работает примерно тот же принцип, что был описан выше: приёмистостьфлюида в пласт обеспечивает кратковременное изменение теплового поля, если мырассматриваем температурные кривые, постепенное охлаждение показывает темпизменения показаний, обусловленный работой определённых интервалов в разрезепри поглощении закачиваемой жидкости.

Таким образом динамика изменениятемпературы в подобных условиях указывает нам на истинные включенные вработу зоны, а скорость приема флюида дает представление о проходящей в пластефильтрации, что дает возможность потенциально выйти на удельный расход.В добавок к этому наличие естественных или же искусственно созданных(техногенных) трещин способствуют благоприятным условиями для проведенияисследований, поскольку их работа позволяет ловить очень яркие контрастныеаномалии в ходе эксплуатации той или иной скважины. Оценка в определенииработающих толщин несколько упрощается, поскольку по поведению той же самой30температуры сразу видно какой интервал подрабатывает, а какой нет, т.е.локальные места притока или приема выделяются значительно лучше.311.2.3 Расширение стандартного комплекса ПГИРаскрытие потенциала стандартного комплекса ПГИ не ограничивается лишьразработкойновыхтехнологиймониторингаработыимодернизациейаппаратурных компоновок с расширенными модулями, в состав которых входитряд регистрирующих датчиков.

Обойти возникающие в ходе промысловогеофизического контроля неоднозначности получается по-разному. Еще одинвыход видится во включении в классический комплекс ПГИ вспомогательныхметодов, позволяющих фиксировать дополнительный ряд физических параметров.Этот путь способен облегчить диагностику работы исследуемой скважины,устраняя трудности при определении профиля притока и состава добываемойпродукции.В то время как привычные методы «приток-состава» не способны достовернодать оценку работы системы, в комплекс можно включить спектральнуюшумометрию [40, 106]. Благодаря наличию шумограммы на планшете можно сдостаточной степенью точности увидеть те интервалы, в которых непосредственнодвижется флюид, разделив полученные показания на частотные диапазоны (от 100до 30000 Гц), поскольку метод основан на регистрации интенсивности шумов,возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве прифильтрации (Таблица №1.1).Таблица №1.1Движениепоколонне,кГцДвижение впороде поразломам, кГцДвижение впороде потрещинам, кГцДвижение впороде покрупным порам,кГцДвижение впороде помелким порам,кГц0.1 – 3.53–65 – 138 – 22> 20Интенсивность образующихся за счёт движения флюида гидродинамическихшумов зависит от скорости потока флюида, иными словами движение жидкости игаза генерирует шум за счет вибрации минерального скелета пород, а такжеэлементов конструкции скважины.