Мониторинг призабойной зоны в многопластовых обводненных скважинах

Мониторинг стационарной связкой приборов

Мониторинг стационарной связкой приборов

Приведем примеры систем и устройств мониторинга многопластовых скважин обводненных нефтяных месторождений. Рассмотрим их возможности, достоинства и недостатки с точки зрения достоверности получаемой информации о пообъектных расходах и составах структуры потока в скважине: нефть, всплывающая в столбе воды.

1. Способ мониторинга многопластовой обводненной скважины связкой приборов, стационарно установленных ниже входа в добывающее оборудование, т.е. в насос (см. рис.1). Типичным примером такой системы может служить аппаратно-программный комплекс непрерывного контроля работы УЭНЦ и продуктивных пластов «СПРУТ» производства ОАО НПФ «ГЕОФИЗИКА» (г. Уфа») и ОАО «ИРЗ» (Ижевский радиозавод).
Комплекс включает в себя следующие датчики мониторинга :
— измерители температуры и давления в фиксированных точках скважины;
— индикаторы содержания нефти в воде (влагомеры);ах
— турбинные датчики дебитов.

Комплекс построен на промышленно выпускаемых комплексных скважинных приборах типа «САКМАР», «АГАТ», но, в принципе, можно использовать любые скважинные приборы, в т.ч. и автономные.

Каким образом можно проводить измерения пообъектных расходов и составов?
На первый взгляд, ответ содержится в технических данных приборов: расход измеряется турбинным расходомером, состав – измерителем влагосодержания.

Преобразователи расхода сертифицированы в качестве измерителей только для потока воды в трубе одного диаметра в ограниченном диапазоне расходов. Погрешность измерений для водонефтяных смесей, тем более, для случаев движения компонентов смеси с различными скоростями – не нормируется. Иными словами, непонятно, какому значению расхода и какому компоненту смеси, например, соответствует скорость вращения сенсора расходомера, (т.е. турбинки) для структуры потока в скважине: нефть, всплывающая в потоке воды, движущейся тоже вверх.
А если в скважине существуют еще и конвекционные потоки, текущие вниз?
Измерения состава также провести нельзя. Для влагомера дан диапазон преобразования, но отсутствует главный признак измерителя – погрешность измерений.
Все это означает, что данный тип измерительного комплекса не предназначен для мониторинга пообъектных расходных параметров при эксплуатации  многопластовой обводненной нефтяной скважины.

2. Способ мониторинга многопластовой обводненной скважины одним прибором, опускаемым с устья по межтрубью, или предварительно спущенным под насос.
Измерение расхода
В технологии спуска по межтрубью используется скважинный прибор диаметром 28 мм и менее и геофизический кабель повышенной жесткости, например, с тройной повивкой.
Технология предварительного спуска прибора под насос описана и в Интернете.
Измерители, используемые в данном способе, имеют такие же характеристики, как и в первом случае, соответственно, измерение пообъектных расходных параметров эксплуатации  многопластовой обводненной нефтяной скважины с помощью механического расходомера и влагомера также невозможно.

Однако, поскольку при таком способе измерение параметров производится одним прибором, перемещаемым по глубине, то появляется возможность получения дополнительных информационных данных: изменение градиента давления по глубине dP/dH и распределение градиента температуры dT/dH по стволу.

Градиент давления
Градиент давления по глубине dP/dH зависит от плотности флюида в скважине и позволяет по диаграмме манометра и известным значениям плотностей воды и нефти в скважине с определенной точностью рассчитывать состав потока.
Рассмотрим возможности данного способа определения состава.
Для однокомпонентного потока (вода или нефть) диаграмма манометра будет монотонной, и точность расчета градиента dP/dH (точнее, ΔP/ΔH, где ΔP – падение давления на интервале ΔH) и, соответственно, плотности флюида будет ограничена, в основном, влиянием составляющей падения давления, создаваемой потоком на гидравлическом сопротивлении участка трубы.

Для двухкомпонентного потока (смеси воды и нефти) рассматриваемой структуры всплывания пачек глобул нефти в столбе воды расчет текущей плотности флюида в стволе скважины по градиенту ΔP/ΔH диаграммы манометра может быть произведен. Но рассчитать состав потока – невозможно, т.к. скорости движения компонентов потока различны и неизвестны.

Градиент температуры
В связи с тем, что изменение термограммы при стационарном режиме работы скважины происходит медленно, градиент температуры по глубине ΔТ/ΔH для данного способа измерений может быть определен весьма точно. Показан способ определения расхода в скважине с помощью измерения градиента температуры на малом интервале глубин и даны практические примеры. В примерах измерение расхода проведено с высокой точностью – менее 1% по отношению к верхнему пределу измерений (30 м3/сут).
Анализ физики притекающего в скважину потока показал, что обычно измерение градиента температуры ΔТ/ΔH выше интервала притока позволяет рассчитать расход нефти, которая, попав в скважину, сразу же всплывает вверх. Поведение градиента ниже интервала связано с расходом холодной воды, опускающейся вниз.
Отметим, что использование способа измерения расхода по градиенту температуры, измеренного стационарно установленной связкой приборов затруднено в связи с тем, что погрешность результатов измерения ΔТ двумя соседними приборами связки будет сильно зависеть от временной нестабильности характеристики преобразования каждого прибора этой пары.  Полностью идентичными приборы никогда не будут, и со временем точность определения ΔТ будет падать, а, как можно увидеть в примерах, информационное значение изменения градиента температуры для изменения потока от 0 до 30 м3/сут на интервале ΔH = 15 м не превышает 0,5 ОС.

Следовательно, измерительный комплекс, перемещаемый в интервале ниже насоса, позволяет оценить пообъектные расходы нефтяной компоненты в многопластовой обводненной нефтяной скважине. Вопрос измерения расхода воды остается открытым.

Измерение температуры и давления
При проведении ГИС на газовых скважинах измерение температуры и давления и на устье, и на забое, и по стволу производится практически любыми комплексными скважинными приборами с высокой точностью и чувствительностью.
Высокочувствительная аппаратура может обеспечить порог чувствительности еще на порядок лучше.
Для стационарных долговременных замеров этих параметров на забое могут устанавливаться и автономные приборы, и комплексы на кабеле.
Для постоянного контроля температуры по стволу может использоваться оптоволоконный распределенный термометр.

Регистрация распределения интенсивности естественной радиоактивности по стволу и местоположений муфтовых соединений и интервалов перфорации может быть проведена только перемещаемыми по стволу приборами.

Добавить комментарий

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

*