Комплекс гидродинамических исследований для контроля над разработкой нефтяных и газовых месторождений. Технологические данные комплексной автономной аппаратуры. Характеристики измеряемых параметров (температура, локатор муфт) скважинными приборами.
Аннотация к работе
Контроль над разработкой нефтяных и газовых месторождений включает в себя комплекс геофизических и гидродинамических исследований, при помощи которых решаются следующие задачи: Изучение эксплуатационных характеристик пласта: § определение отдающих и поглощающих интервалов; Определение статических и динамических уровней в межтрубном пространстве в оборудованных ЭЦН скважинах Аппаратура КСА-Т7М предназначена для исследования эксплуатационных скважин при контроле над разработкой нефтегазовых, газовых залежей и эксплуатации хранилищ газа, посредством одновременной регистрации семи параметров. Преобразователь расхода «Кобра-36Р» предназначен для измерения расхода жидкости с целью построения профиля притока пластов в действующих эксплуатационных скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами с внутренним диаметром 51 мм (2») и выше. Пяти параметровый прибор регистрирует: давление, температуру, гамма-излучение, локацию муфт, расход жидкости (расходомер РГД) и используется преимущественно в нагнетательном фонде скважин, при этом, за счет исключения работ на стравливание давления и восстановления режима закачки удается значительно сократить продолжительность исследования.
Введение
Контроль над разработкой нефтяных и газовых месторождений включает в себя комплекс геофизических и гидродинамических исследований, при помощи которых решаются следующие задачи: Изучение эксплуатационных характеристик пласта: § определение отдающих и поглощающих интервалов;
§ определение профиля притока в эксплуатационных скважинах;
§ определение профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
§ выявление обводненных интервалов;
§ установление причины обводнения, в том числе: § обводнение пласта при прохождении фронта нагнетаемой воды, § подтягивание подошвенной воды, § затрубная циркуляция сверху (снизу), § негерметичность эксплуатационной колонны, § работа перфорированного пласта пластовой водой (Н В);
§ определение давления в пластах и прослоях и температурного режима работы пласта;
§ оценка дебита скважины;
§ оценка приемистости скважины;
§ оценка гидродинамических параметров при свабировании;
§ оценка герметичности заколонного пакера в нагнетательных скважинах;
Исследования процесса вытеснения нефти в пласте: § установление положения ВНК и ГНК (ГВК);
§ определение текущих Кн (Кг);
Изучение технического состояния скважин: § определение заколонных перетоков;
§ определение дефектов колонны;
§ выявление мест негерметичности колонны;
§ определение интервалов перфорации, низа НКТ, пакеров.
1. Исследования скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования. Определение статических и динамических уровней в межтрубном пространстве в оборудованных ЭЦН скважинах
Для исследования скважин применяется скважинная аппаратура: - комплексные приборы: ГРАНИТ, КСА-Т7М-38-120/60, КСА-Т4-38-120/60, автономные приборы ГЕО-2М-5(7), АЦМ-4
Комплексная скважинная аппаратура в зависимости от количества установленных в ней датчиков позволяет решать те или иные виды задач
Аппаратура КСА-Т7М предназначена для исследования эксплуатационных скважин при контроле над разработкой нефтегазовых, газовых залежей и эксплуатации хранилищ газа, посредством одновременной регистрации семи параметров. Прием информации осуществляется через одножильный кабель в цифровом коде (рис.1). скважинный гидродинамический автономный нефтяной
Рисунок 1. Аппаратура КСА-Т7М
Кроме того, аппаратура КСА-Т4 предназначена для исследования нагнетательных скважин, привязки и подтверждения интервалов перфорации посредством одновременной регистрации четырех геолого-технологических параметров и передачи информации в цифровом коде на регистратор. Предусмотренный транзит в концевой части прибора позволяет при необходимости присоединить механический расходомер.
Таблица 1. Общие технические данные КСА-Т7М и КСА-Т4
КСА-Т7М КСА-Т4
Длина, мм 2021 1831
Максимальный диаметр, мм 38 38
Масса, кг 12 8
Максимальная рабочая температура, 0С 120
Максимальное рабочее давление, МПА 60
Скорость каротажа, м/ч 100-600, 2000
Диаметр скважины, мм ?48
Расходомер РЭТС-4 предназначен для исследования нефтедобывающих, нагнетательных и других скважин, в том числе оборудованных насосно-компрессорными трубами.
Рисунок 2. Расходомер РЭТС-4
Расходомер ГРАНАТ-Р предназначен для исследования профилей отдачи и поглощения в эксплуатационных скважинах с колоннами 5-6 дюймов. Малый диаметр расходомера позволяет осуществлять спуск прибора через насосно-компрессорные трубы проведения. Рабочая среда-нефть, вода, вода пластовая, растворенный газ и их смеси. При наличии свободного газа погрешность не нормируется.
Рисунок 3. Расходомер ГРАНАТ-Р
Преобразователь расхода «Кобра-36Р» предназначен для измерения расхода жидкости с целью построения профиля притока пластов в действующих эксплуатационных скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами с внутренним диаметром 51 мм (2») и выше. Прибор оборудован пакерующим элементом с тканевой оболочкой, концентрирующим весь поток скважинного флюида через регистрирующий датчик (турбинку), чем и достигается его высокая чувствительность. Диапазон пакеруемых колонн 127-152мм
Рисунок 4. Преобразователь расхода «Кобра-36Р»
Таблица 2. Общие технические данные РЭТС-4, ГРАНАТ-Р, Кобра-36Р
РЭТС-4 ГРАНАТ-Р Кобра-36Р
Длина, мм 600 750 1350
Максимальный диаметр, мм 42 36 36
Масса, кг 1,8 6 8
Максимальная рабочая температура, 0С 120 120 70
Максимальное рабочее давление, Мпа 40 60 30
Диаметр скважины, мм ?52 ?130 127-152
Гамма-гамма плотномер ПЛ2-38-120/60 предназначен для измерения плотности скважинного флюида в интервалах исследования. Применяется для исследования эксплуатационных скважин при контроле над разработкой нефтегазовых месторождений с возможностью спуска через насосно-компрессорные трубы внутренним диаметром более 48 мм.
В приборе используется закрытый источник гамма-излучения ИГИА-1-5, ИГИА-2 с изотопом 241Am.
Рисунок 5. Гамма-гамма плотномер ПЛ2-38-120/60
Таблица 3. Общие технические данные гамма-гамма плотномера ПЛ2-38-120/60
Длина, мм 1030
Максимальный диаметр, мм 38
Масса, кг 6
Максимальная рабочая температура, 0С 120
Максимальное рабочее давление, Мпа 60
Скорость каротажа, м/ч 200-800
Диаметр скважины, мм ?48
Комплексная автономная аппаратура за счет наличия собственных элементов питания прибора и блока памяти, куда поступает зарегистрированная информация, позволяет проводить исследования без наличия электрической связи с поверхностью. Спуск-подъем в процессе исследований может осуществляться на трубах или на канатной проволоке. Работа на канатной проволоке O1,8 - 2,5 мм позволяет производить исследования скважин в рабочем режиме при давлении на устье до 20 МПА без остановки закачки и излива.
Скважинный прибор ГЕО-2М имеет две модификации 5-ти и 7-и параметровую. Пяти параметровый прибор регистрирует: давление, температуру, гамма-излучение, локацию муфт, расход жидкости (расходомер РГД) и используется преимущественно в нагнетательном фонде скважин, при этом, за счет исключения работ на стравливание давления и восстановления режима закачки удается значительно сократить продолжительность исследования. Семи параметровый прибор регистрирует: давление, температуру, гамма-излучение, локацию муфт, термоиндикацию потока, содержание воды, расход жидкости и применяется при исследованиях добывающих скважин (таблица 4). Конструкция прибора позволяет при необходимости подсоединять дополнительные автономные модули резистивиметра и ННКТ
Таблица 4. Характеристики измеряемых параметров
Измеряемый параметр Единица измерения Диапазон (погрешность)
ГЕО-2М-7 ГЕО-2М-5
Температура °С 1-100 (±1)
Давление МПА 0 - 40 (±0,1)
МЭД гамма-излучения МКР/ч 0 - 50
Локатор муфт сигнал/шум ?5 / 1
Расход жидкости м3/сут 20-2000(±5%) для колонны «5»
Содержание воды в нефти % 0 - 60 -
Термоиндикация притока м3/ч 0,1 - 10 -
Дополнительные модули
Модуль резистивиметра (УЭП) См/м 0,1-50 (±1)-
Модуль ННКТ Время импульсов мксек 1-5
Таблица 5. Общие технические данные комплексной автономной аппаратуры
ГЕО-2М-7 ГЕО-2М-5 Резист. ННКТ
Длина, мм (/с расходомером) 1800/2100 1700/2000 700 600
Максимальный диаметр, мм 38 38 38 43
Масса, кг 15 12 4 5
Максимальная рабочая температура, 0С 100
Максимальное рабочее давление, МПА 40
Диаметр скважины, мм ?50 ?53
Автономный цифровой манометр-термометр АЦМ-4 предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях в процессе бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.
Рисунок 6. Манометр-термометр АЦМ-4
Прибор производит измерение давления, и температуры через заданные интервалы времени с занесением информации в электронную независимую память.
После проведения измерений данные считываются в компьютер для обработки, анализа, вывода на экран в графическом или цифровом виде.
Технические характеристики прибора позволяют использовать его как при работе с испытателями пластов, так и при контроле свабирования и режима работы ЭЦН.
Время заполнения памяти от 137,7 час (цикл опроса 1сек) до 309,7 дней (цикл опроса 99сек).
Таблица 6. Характеристики измеряемых параметров
Измеряемый параметр Единица измерения Диапазон Абсолютная погрешность
Температура °С 0-100 1°С
Давление МПА 0-40 0,05 МПА
Таблица 7. Общие технические данные
Длина, мм 595
Максимальный диаметр, мм 25
Масса, кг 1,5
Максимальная рабочая температура, 0С 100
Максимальное рабочее давление, Мпа 40
2. Освоение скважин каротажем и методом свабирования
Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж основан на измерении плотности тепловых нейтронов после облучения горных пород кратковременными потоками быстрых нейтронов. Применение импульсных генераторов нейтронов позволяет повысить достоверность и однозначность решения задач нефтепромысловой геофизики.
Решаемые задачи: § Определение характера насыщения пластов;
§ Определение положения ВНК и ГВК (при минерализованных пластовых водах);
§ Оценка пористости пластов;
§ Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности пластов;
§ Контроль технического состояния скважины (наличие заколонных перетоков и мест поступления воды в колонну).
Аппаратура АИНК-43 предназначена для проведения в составе каротажного комплекса двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа в необсаженных, обсаженных, включая оборудованные насосно-компрессорными трубами, нефтегазовых скважинах.
Рисунок 7. Аппаратура АИНК-43
Действие АИНК-43 заключается в циклическом, с частотой 20 Гц, облучении горной породы короткими (2мкс) импульсами быстрых нейтронов (14МЭВ) и регистрации нейтронов (в течение 2мс после импульса излучения в интервалах длительностью по 32 мкс), замедлившихся до тепловой энергии. Для этого в составе АИНК-43 генератор нейтронов (ГН) и два детектора тепловых нейтронов, расположенных на разных расстояниях от ГН.
В результате измерений регистрируется временной декремент спада плотности потока тепловых нейтронов и параметр пространственного спада плотности потока тепловых нейтронов.
Таблица 8. Регистрируемые параметры
Интенсивность счета тепловых нейтронов импульсы в минуту
Время жизни тепловых нейтронов микросекунды
Таблица 9. Общие технические данные
Длина, мм 3400
Максимальный диаметр, мм 43
Масса, кг 18
Максимальная рабочая температура, 0С 5-100
Максимальное рабочее давление, Мпа 100
Скорость каротажа, м/ч ?300
Диаметр скважины, мм ?53
Метод свабирования заключается в поинтервальном снижении уровня жидкости в скважине при помощи специальной оснастки.
Существенным преимуществом освоения скважин методом свабирования является то, что не создается давления на вскрытый пласт, как при начале компрессирования, то есть сразу идет отрицательная депрессия. На данном этапе метод свабирования является наиболее простым, экономичным и технологически безопасным в сравнении с другими методами освоения скважин.
Свабирование применяется для: § Снижения уровня жидкости в скважине перед проведением перфорации на депрессии;
§ Вызова притока из пласта с целью записи профиля притока;
§ Запуска скважины путем создания перепада давления;
§ Выявления динамического положения уровня жидкости в скважине, определение глубины установки насоса;
§ Освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта;
§ Откачки жидкости из пласта с целью очистки фильтра, призабойной зоны.
Свабирование производится специализированными партиями, имеющими в качестве спускоподъемного агрегата каротажный подъемник ПКС-5, а также оборудование для свабирования, подразделющееся на поверхностное и спускаемое в скважину.
Поверхностное оборудование: § Сальниковое устройство (устьевой герметизатор) - для очистки кабеля от нефти и раствора.
§ Лубрикатор - камера для скважинного оборудования.
§ Быстроразъемное соединение (БРС) - позволяет осуществлять быстрый демонтаж лубрикатора.
§ Противовыбросовый превентор - позволяет перекрыть ствол при спущенном кабеле.
Скважинное оборудование: § Кабельный наконечник - для крепления кабеля к скважинному оборудованию.
§ Грузовая штанга с райбером - утяжеляет вес для погружения сборки сваба в скважину и производит очистку внутренней поверхности НКТ.
§ Вертлюг - поворачивающийся вертлюг предохраняет кабель от перекручивания.
§ Мандрель - оправка под манжеты сваба.
§ Манжета - пакерующий элемент сваба.
Разработанная на предприятии оснастка позволяет в комплексе с современными электронными приборами и соответствующим программным обеспечением рассматривать свабирование как элемент гидродинамических исследований скважин со снятием КВД и КВУ после снижения уровня флюида и получения притока из перфорированного пласта. В ходе обработки полученной информации определяются такие гидродинамические параметры пласта как скин-эффект, пьезопроводность, продуктивность и т.д.
Оснастка для свабирования включает в себя механические и электрические якоря, устанавливаемые в НКТ «2,5», «3» на которых закрепляются автономные манометры типа АЦМ-4, контролирующие весь процесс свабирования и снятия КВД или КВУ. Глубина погружения сваба и объем поднимаемого флюида контролируются в ходе работ по показаниям прибора, опускаемого в компановке сваба, а также по датчику натяжения кабеля. Благодаря этому достигается оптимальный режим тартания жидкости и максимальная безопасность.