Реализация технологии

-В добывающем оборудовании и в насосной установке установлены электронасосы.

— В системе мониторинга для унификации использована связка двухкомпонентных расходомеров, присоединенная к интерфейсу ТМС добывающего оборудования.

— Отсечение нижнего пласта и фиксация насосной установки производится по существующим технологиям установки пакеров с помощью колонны НКТ.

— Для обеспечения работы системы мониторинга НКТ перфорированы в интервале между насосами.

-Устройство контроля глубины границы раздела «вода-нефть» выполнено по принципу измерения плотности флюида на участке между насосами.

Рис.1. Конструкция  скважины с вертикально-раздельной эксплуатации для скважины с двумя продуктивными объектами (пластами или боковыми стволами) и нижним принимающим пластом: а) перфорированная часть колонны НКТ в интервале между насосами не показана; б) колонна НКТ в собранном виде.

Рис.1. Конструкция  скважины с вертикально-раздельной эксплуатации
для скважины с двумя продуктивными объектами
(пластами или боковыми стволами)
и нижним принимающим пластом:
а) перфорированная часть колонны НКТ
в интервале между насосами не показана;
б) колонна НКТ в собранном виде.

На рисунке 1б) показан рабочий режим эксплуатации скважины, при котором производится откачка нефти на поверхность верхним насосом и закачка воды в нижний пласт нижним насосом. Изменением производительности насосов граница раздела «вода-нефть» поддерживается между входом в нижний насос и нижним расходомером.

В этом режиме значение глубины раздела контролируется по разнице показаний манометров нижнего насоса и нижнего расходомера.

Расходомеры работают в режиме измерения расхода воды, определяя значения межинтервальных потоков. Величину притока воды из каждого пласта определяют вычитанием показаний расхода воды вышерасположенного расходомера из показаний расхода воды нижерасположенного расходомера.

Для контроля притоков нефти из пластов границу раздела «вода-нефть» устанавливают между входом в верхний насос и верхним расходомером. Расходомеры начинают работать в режиме измерения расхода нефти, определяя значения межинтервальных потоков. Соответственно величину притока нефти из каждого пласта определяют вычитанием показаний расхода нефти нижерасположенного расходомера из показаний расхода нефти вышерасположенного  расходомера.

В режиме измерения расходов нефти значение глубины раздела контролируется по разнице показаний манометров верхнего насоса и верхнего расходомера.

 

Второй способ использует результаты анализа текущей термограммы.

На основе положения, выражаемого формулой тепломассопереноса, выведены практические методы расчета массового потока втекающей в скважину жидкости:

Расчет массового расхода по изменению абсолютного значения температуры в потоке (значений &А0).

Расчет массового расхода по градиенту  отрезка термограммы

Оба метода проверены на примере двух нефтяных скважин, в которых получено хорошее схождение расчетных и измеренных результатов расходов. Они могут иметь безусловное применение в скважинах, фонтанирующих нефтью, и в нагнетательных скважинах, в т.ч. и работающих одновременно на несколько пластов.

Измерителями систем термомониторинга являются термометр типа PPS для первого и третьего способа, два термометра типа PPS или градиент-термометр, например по патенту №85190 RU – для второго.

Метод реализуется на термограммах, снятых на рабочих режимах при проведении плановых ГИС по приведенной методике.

 

Описанная технология дает уникальную возможность повысить эффективность эксплуатации месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки:

— схема одновременного отбора продукции из  нескольких продуктивных интервалов исключает необходимость бурить дополнительные сетки скважин на каждый продуктивный горизонт;

—  затраты по деэмульгации продукции и утилизации подтоварной воды уменьшаются;

—  опасность возникновения гидратных и парафинных пробок в стволе скважины ослабляется;

— закачка воды непосредственно в пласт скважины облегчает реализацию адаптивного инвариантного  заводнения и повышает сплошность фронта воды, закачиваемой в месторождение.

В конструкции  многопластовой обводненной скважины используется сборки НКТ, добывающее оборудование и насосные установки, серийно производимые в настоящее время.

На перспективе, крайне заманчиво решить вопрос закачки воды не только в нижний пласт скважины, но и в любой другой. Это даст огромные возможности для проведения внутриконтурного заводнения минимальными средствами без подъема воды из скважины и ее обратной закачки в пласт.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*