Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геофизические технологии исследований горизонтальных скважин и мониторинга разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геофизические технологии исследований горизонтальных скважин и мониторинга разработки нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы

Современный этап развития нефтяной отрасли характеризуется значительным увеличением числа месторождений, переходящих в позднюю стадию разработки - стадию, когда отбор нефти из скважин снижается, а затраты на поддержание добычи увеличиваются. В то же время, большинство вводимых в разработку месторождений характеризуется сложной структурой запасов, значительная часть которых относится к трудноизвлекаемым.

В создавшихся условиях эффективная добыча нефти возможна с использованием современных технологических схем разработки месторождений, важное место в которых должно отводиться освоению трудноизвлекае-мых запасов с помощью бурен::;,' горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Как показывает опыт соседних регионов (АО "Татнефть", АО "Удмуртнефть"), бурение перечисленных скважин ведется в значительных количествах, составляющих более 100 скважин в год в каждом из регионов. На месторождениях Пермской области также планируется увеличение объемов горизонтального бурения и, в частности, готовится проект на строительство сети горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов на Ножовском месторождении. Возникает необходимость в высокоэффективном геофизическом обеспечении строительства и эксплуатации названных скважин.

Организация мониторинга раз^ботки нефтяных месторождений геофизическими и гидродшаминескими методами является следующим важным направлением при создании современных систем разработки и предусматривает равномерный охват исследованиями скважин независимо от способа их эксплуатации. Однако подавляющее большинство скважин включить в исследования не представляется возможным, т.к. существующая технология спуска скважинных приборов по межтрубному пространству позволяет производить безаварийные работы только в скважинах с зенитными углами не более 15°. Наклонно направленные скважины с углами, больше указанного значения (75% всего фонда скважин), исследовать традиционными методами ;е представляется возможным.

Таким образом, разработка и внедрение новых технологий и технических средств в целях повышения эффективности геофизических исследований ГС и мониторинга разработки нефтяных месторождений становится актуальной проблемой и требует привлечения к себе отечественного научно-технического потенциала.

Цель и задачи исследований

Целью работы является теоретическое обоснование, разработка и промышленное внедрение технологий и технических средств для исследования горизонтальных скважин и мониторинга разработки нефтяных месторождений.

Достижение указанной цели осуществлялось путем решения следующих задач:

- изучение состояния информационного геофизического обеспечения при бурении и эксплуатации ГС, а также при контроле за разработкой месторождений;

- разработка теоретических основ расчета осевых усилий, возникающих на геофизическом кабеле при исследовании горизонтальных скважин и усилий для доставки приборов к забоям ГС;

- обоснование и разработка технических требований к технологическому комплексу доставки геофизических приборов к забоям ГС; разработка технических и программных средств и их промышленное внедрение;

- теоретическое обоснование способа определения состава и плотности жидкости в стволе скважины посредством измерения градиента давления и способа регистрации давления;

- обоснование и разработка технических требований к программно-управляемой геофизической аппаратуре и к ее первичным преобразователям (датчикам) для измерения глубинных и поверхностных параметров;

- разработка и создание опытного образца программно-управляемого геофизического прибора и проведение опытных работ на эксплуатационной скважине в течение межремонтного периода последней.

Защищаемые положения

1. Метод расчета осевых усилий, возникающих на геофизическом кабеле при исследованиях горизонтальных скважин и усилии достатки геофя= зических приборов к забоям ГС.

2. Обоснование условий применения технологического комплекса и его реализация для геофизических исследований бурящихся и эксплутаци-онных горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов на основе насосно-компрессорных труб малого диаметра.

3. Система информационного геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений, которая включает разработанные соискателем способы определения состава, плотности добываемой жидкости и регистрации забойных давлений.

4. Результаты геофизических исследований, выполненных опытным образцом программно-управляемой скважинной аппаратуры и в скважинах специальной конструкции.

Научная новизна

1. Впервые разработан метод расчета усилий доставки геофизических приборов к забоям ГС и осевых усилий, возникающих на кабеле при подъеме, учитывающий особенности всех участков горизонтальных скважин (условно-горизонтальный, интенсивного набора кривизны, прямолинейные наклонные, вертикальный). Метод позволяет производить расчеты для всех отечественных кабельных систем доставки приборов в ГС. Составлено программное обеспечение.

2. Изучены технические возможности и выявлены недостатки существующих технологий и технических средств для исследования горизонтальных скважин. Разработан способ исследований ГС и БГС при помощи на-сосно-компрессорных труб малого диаметра.

3. Разработаны методы определения состава и плотности жидкости посредством измерения градиента давления в стволе эксплуатационной скважины, а также регистрации забойных давлений для условий длительной эксплуатации проборов (300-500 суток). Рассчитаны оптимальные размеры разностного датчика давления и пределы его чувствительности при определении состава флюида.

4. Обоснована и реализована система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений, а также технические требования к первичным преобразователям измерения глубинных и поверхностных параметров и к программно-управляемой геофизической аппаратуре для осуществления мониторинга разработки. Определены режимы ее работы в скважинах.

5. Впервые разработан и испытан в скважинных условиях опытный образец программно-управляемого глубинного прибора. Последний успешно проработал весь межремонтный период (2,5 года) скважины № 628 Уньвин-ской площади, в результате чего были мешены многие задачи по коштюлю за разработкой.

Практическая ценность

Разработанный автором метод расчета осевых усилий, возникающих на геофизическом кабеле при исследованиях ГС и усилий для доставки приборов к забоям, послужил основой определения технических требований для разработки технологического комплекса исследования горизонтальных скважин. В настоящее время в ОАО "Пермнефтегеофизика" геофизические и гидродинамические исследования ГС и БГС проводятся только при помощи разработанного комплекса. Последний характеризуется высокой надежностью, технологичностью и позволяет производить исследования подавляющим большинством скважинных приборов, как в бурящихся, так и в эксплуатационных скважинах.

Система информационного обеспечения эксплуатации нефтяных месторождений при помощи программно-управляемой геофизической аппаратуры создает принципиально новые возможности для получения геофизической и гидродинамической информации, что должно послужить основой мониторинга разработки месторождений. Элементы мониторинга в течение длительного времени успешно применялись на Унъвинском месторождении, в результате чего были решены многие промысловые задачи.

Апробация работы

Основные результаты разработок соискателя докладывались и обсуждались на различных конференциях и симпозиумах, в том числе: научно-технических конференциях "Пути стабилизации добычи нефти месторождений Пермской области в связи с усложнением структуры запасов" (Пермь, 1985) и "Совершенствование методов поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений" (Пермь, 1991); региональных научных конференциях 'Теология и полезные ископаемые Западного Урала" (Пермь, 1997) и "Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья" (Пермь, 1998); международной конференции "Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин" (Москва, 1998); международных симпозиумах "Геофизические технологии контроля разработки, технического состояния скважин и интенсификации добычи на нефтегазовых месторождениях" (Уфа, 1998) и "Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности" (Уфа, 1999).

За творческое сотрудничество, консультации и помощь в работе автор выражает глубокую благодарность и признательность сотрудникам кафедры геофизики Пермского государственного университета, профессорам, докторам наук Б.А. Спасскому, Р.П, Савелову, кандидатам наук Л.К. Орлову и И.Ю. Митюниной, сотруднику кафедры геологии нефти и газа Пермского государственного технического университета, кандидату наук A.B. Растегае-ву, а также геологам А.Ф.Катошину, В.И. Зотикову, C.B. Матяшову и В.А. Мельнику.

Сердечную благодарность за помощь в разработке идей и постановке задач, обработке и интерпретации материалов исследований выражаю специалистам ОАО "Пермнефтегеофшика" A.A. Семенцову, H.JL Горбачу, P.C. Широких, A.B. Шумилову, а также специалистам полевых партий за добросовестное и качественное выполнение геофизических исследований при внедрении разработок соискателя в производство Ю. Б. Фролову и А. М. Денисову.

Особую благодарность за поддержку и помощь в работе над диссертацией выражаю Заслуженному деятелю науки РФ, доктору геолого-минералогических наук, профессору В.М. Новоселицкому, доктору технических наук Н.И. Крысину и кандидату геолого-минералогических наук Б.А. Семенову.

Публикации

При написании диссертации использованы результаты исследований соискателя, опубликованные в 16 научных статьях. Общее количество публикаций автора составляет 20 работ.

Личное участие автора в опубликованных работах

В работах [6, 9] лично автором получен вывод формул для расчетов усилий доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин и осевых усилий, возникающих на кабеле при подъеме, а также дается теоретическое обоснование возможности использования насосно-компрессорных труб малого диаметра для исследований ГС. На основании составленных соискателем алгоритмов и технического задания разработано программное обеспечение для расчетов усилий. Последнее входит в состав 7 технологического комплекса для исследований бурящихся и эксплутацион-ных горизонтальных скважин, технические требования к которому разработаны диссертантом и приведены в работе [10]. Результаты выполненного соискателем анализа материалов геофизических исследований скважин в части использования технологического комплекса и интерпретации полученных данных описаны в статьях [4, 10].

В публикациях [1, 2, 8] лично автором диссертации обосновывается необходимость применения принципиально новых технологий, которые будут служить основой осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений. Соискателем предложена система информационного обеспечения разработки, определены технические требования к ее составляющим и режимам работы [2, 5]. Разработанный им способ определения состава и плот

Tjrrx/^T-TT irrtKi inim/A"í - r,-r J 'rt-Л í'TTX 11 n i "I.^TII ÍM ' riQííanamro тпптатргл ттп-п ттат-гттет n uuvxn /iuutjiLHivi-ivjii /Аидииъ'!» ии^ръд^ixiw.vi ii j.Hvp'vii раДи^шс; Даол^пгш D стволе скважины, а также выполненный расчет оптимальных размеров разностного датчика давления и пределов его чувствительности раскрыты в статье [3].

Результаты геофизических исследований, выполненных разработанным при непосредственном участии соискателя опытным образцом программно-управляемого глубинного прибора, излагаются в работах [7, 8, 15]. Автором выполнен подробный анализ результатов скважинных измерений указанным прибором, на основании которого сделаны выводы о высокой эффективности исследований [16].

R !t\-ft Ill.ürn rF7ÍCI V И 1 19 1 11 ттттттп ЯНТПППЛ* ПЯГГМПТПРОТ! r,mr\^irtjr\r"Tт* L**í > ~ j ----- ■ . w "" * t* — выполнения геофизических исследований в скважинах специальной конструкции, продуктивные интервалы в которых обсаживаются стеклопластико-выми трубами, а также их результаты. Креплению двух разновозрастных объектов стеклопластиковыми трубами, которое выполнено впервые, предшествовали выполненные соискателем расчеты осевых усилий [14] по его методике, опубликованной в работе [9].

На основании анализа можно сделать вывод, что кабельные технологии обладают большими возможностями получения информации по сравнению с автономными.

2. Метод расчета осевых усилий, возникающих на геофизическом кабеле и усилий доставки приборов к забоям [4,6,9,10]

В настоящем разделе раскрывается содержание первого защищаемого положения.

Дальнейшее совершенствование кабельных технологий исследований горизонтальных скважин, основанных на использовании труб и специального кабеля в качестве средств доставки, должно производится с учетом ограниченных значений разрывных усилий геофизических кабелей. Это обстоятельство требует разработки обоснованного метода расчета осевых усилий, возникающих на геофизическом кабеле при подъеме прибора.

Проведение геофизических исследований каждой конкретной скважины требует также предварительных расчетов усилий, необходимых для транспортировки скважинных приборов и колонны труб к забою, на основании которых можно определить ее общую длину, вес и конструкцию.

В работах [9, 10] соискателем рассмотрены существующие способы расчетов длины колонны труб и усилия, необходимого для перемещения приборов к забоям ГС. В приведенных формулах не учитывается влияние наклонно-направленных участков (скважины такого титта преобладаю!), где возникают дополнительные потопи усилий шэк доставке поибопор. к чябоялл Также они не позволяют рассчитать усилия, возникающие на геофизическом кабеле при подъеме колонны труб с прибором.

2.1. Расчет осевых усилий на геофизическом кабеле

Наиболее точно расчет усилий, возникающих на геофизическом кабеле при подъеме приборов можно произвести, используя формулу определения осевого усилия для подъема инструмента из наклонно-направленной скважины [9].

Как видно из схемы исследования горизонтальных скважин (рис.2.1), верхняя часть труб является движителем по отношению к колонне труб, находящихся в горизонтальной части и выполняющей функцию удлинителя между движителем и геофизическим прибором. Успешная реализация излагаемой технологии будет зависеть, в первую очередь, от выбора труб, используемых в качестве движителя и удлинителя, которые должны быть гибкими, иметь соответствующую массу и небольшой диаметр.

Последнее обстоятельство позволяет упростить расчеты и производить их по формулам, не учитывающим угол охвата, на основании чего составляющую осевого усилия на прямолинейном наклонном участке можно записать [9]

Рп= р (сояО+^1пе)+Рь (2.1) где Р - вес инструмента с учетом потерь в жидкости на прямолинейном наклонном участке, ньютон (Н); 0 - зенитный угол на прямолинейном наклонном участке, градус; Р| - осевое усилие, приложенное в конце прямолинейного наклонного участка, Н; ц - коэффициент трения металла о породу; Рп -осевое усилие на прямолинейном наклонном участке, Н. инертный газ

140СЫ 1600м 1800м 2000м

Рис. 2.1. Схема исследования горизонтальных скважин 1 - сальниковое устройство; 2 - обсадная колонна; 3 - кабель; 4 - НКТ <1=73мм; 5 - движитель; 6 - пусковая муфта; 7 - башмак обсадной колонны; 8 - воронка НКТ; 9 -удлинитель; 10 - геофизический прибор; 11 - устройство электрической связи

В общем случае профиль горизонтальной скважины можно разбить на четыре участка: условно-горизонтальный, интенсивного набора зенитного угла, прямолинейный наклонный и вертикальный. Прямолинейных наклонных участков, как правило, бывает несколько.

Условно-горизонтальный и вертикальный участки стволов можно рассматривать как частные случаи прямолинейного наклонного со значениями зенитных углов 90° и 0° соответственно. В этом случае выражение (2.1) для определения осевого усилия применительно к условно-горизонтальному участку примет следующий вид [9]:

Рг = цР2, (2.2) где Р2 - вес инструмента с учетом потерь в жидкости на условно-горизонтальном участке, Н; Рг - осевое усилие, необходимое для перемещения инструмента на условно-горизонтальном участке. кабельных технологий исследований ГС. С его помощью, для целей обоснования условий применения предлагаемого технологического оборудования, проведены сравнительные расчеты параметров движителя для скважин с различными значениями радиусов искривления, зенитных углов, коэффициентов трения и разными длинами условно-горизонтальных участков. В качестве исходных использовались содержащиеся в справочниках ПО весовые данные различных типоразмеров насосно-компрессорных труб (НКТ), геофизических кабелей и приборов. Вычислялись также возникающие при подъеме на геофизическом кабеле осевые усилия, которые не превышают 20000 Н (с учетом веса кабеля), при длине условно-горизонтальных участков 300-400 метров. Например, по скважине № 605 Шумовской площади с длиной условно-горизонтального участка 380м усилия составили 16500 и 18000 Н при использовании в качестве движителей НКТ соответственно <3 = 33 и 60 мм. Это подтверждает возможность успешной транспортировки глубинных приборов к забоям горизонтальных скважин сложного профиля при использовании в качестве удлинителя НКТ малых диаметров (33; 42 мм). Диаметр труб движителя ограничивается только размерами НКТ, применяемыми при оборудовании скважин под освоение. Практические работы на скважинах подтвердили правильность разработанных автором расчетов по выбору конструкций движителя и удлинителя, а измеренные при подъеме осевые усилия, создаваемые на геофизическом кабеле, хорошо согласуются с тт<а-гттт г» ятх IV! ПШ1И11 01

Р(Н) Ск= лм 5 4 л о 1 ♦ '' ' '"''48,.-' * 33 , - -. \2 А ® : "в

1 ®

1 11 ' -в

Ь 500' 'ю 00 15 » и

Рис. 3.1. Распределение осевых усилий на кабеле и усилий транспортировки к забоям ГС приборов при нахождении их на различных участках скважин: I - конструкция, в которой в качестве движителя применяется НКТ; П - конструкция, состоящая из удлинителя из стеклопластюсовых труб диаметром (}уОТ= 33мм и движителя из НКТ; 1 -забой; 2 - середина условно - горизонтального участка; 3,4 - соответственно начало и конец участка интенсивного набора кривизны; 5 - прямолинейный наклонный участок; 6 - верхняя труба движителя на устье; 7 - усилия транспортировки

Распределение усилий, создаваемых движителем и удлинителем при достижении забоя скважинным прибором и осевых усилий, возникающих на кабеле при подъеме, рассмотрены на примере скважин № 608 Шумовской площади и № 401 Чарской площади (рис. 3.1). Значения осевых усилий рассчитаны для случаев применения в качестве движителей насосно-компрессорных труб с условными диаметрами 60, 48, и 33 мм ( I ). Для расчета параметров удлинителя использовались данные по НКТ диаметром 33 мм. Подробное описание особенностей конструкций удлинителя и движителя, используемых при исследованиях изложено в работе [10].

Обратим внимание на малые значения осевых усилий, рассчитанных для случая применения в качестве удлинителя стеклопластиковых труб (II). Небольшой вес и достаточная их гибкость делают их перспективными для использования в качестве удлинителя при исследованиях ГС с условно-горизонтальными участками большой протяженности.

3.2. Технические треоования к технологическому оборудованию

В состав технологического оборудования для исследований горизонтальных скважин следует включать:

- оборудование для доставки приборов к забоям;

- комплект пластиковых труб для проведения измерений при помощи гибких ЗОНДОВ'

- oбopvдoвaниe для герметизации устья;

- устройство для осуществления электрической связи.

Доставку приборов к забоям необходимо осуществлять при помощи НКТ с условным диаметром 33 или 42 мм. К нижней их части (удлинителю) должна коепиться неподвижная часть осуществления электрической связи, к верхней (движителю) - специальный переходник для крепления к геофизическому кабелю. Диаметр его не должен превышать диаметр муфтовых соединений удлинителя.

Основными требованиями к пластиковым трубам для проведения измерений при помощи гибких зондов (методы КС, БК, ПС) является их прочность, "электропрозрачность" (достигается сверлением отверстий) и возможность надежной сборки в контейнер длиной кратной 8 м. Конструкция контейнера должна обеспечивать крепление его к неподвижной части устройства электрической связи и фиксацию каждой из труб при их сборке на роторе буровой.

В комплект оборудования для герметизации устья входит сальниковое устройство с резьбовыми соединениями под НКТ диаметром 73 и 33 мм. В первом случае оно обеспечивает герметизацию геофизического кабеля при проведении исследований в работающей скважине, во втором - герметизацию верхней трубы движителя в случае продавки подвижной части устройства электрической связи при помощи жидкости.

Устройство электрической связи предназначено для осуществления связи глубинных приборов с геофизическим кабелем. Необходимо обеспечить возможность его перемещения внутри труб движителя и удлинителя при помощи специальных грузов или продавки жидкостью его подвижной части и подъем ее на поверхность после завершения исследований. Подсое

Однако анализ распределения работающих интервалов по глубине скважины показывает, что в нисходящей части ствола скважины работает только третья часть (19,1 м) из нефтенасыщенных пропластков, остальные интервалы суммарной мощностью 38,8 м приходятся на восходящую ветвь условно-горизонтального участка. По - видимому, это обусловлено более интенсивной кольматацией нисходящей части продуктивного пласта по сравнению с восходящей в процессе бурения, а также выпадением парафина при добыче нефти [6].

Таким образом на практике доказана высокая эффективность разработанного соискателем технологического комплекса для геофизических исследований ГС.

4, Система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений [1, 2,3, 5, 7,8,11,12,13,14]

Рассмотрим содержание третьего защищаемого положения.

Результаты геофизических и гидродинамических исследований ГС являются лишь одним из источников информации при осуществлении мониторинга разработки месторождений. Основной объем информации, помимо промысловых данных, необходимо получать при геофизических исследованиях действующих скважин, в том числе скважин специальной конструкции, продуктивные интервалы в которых обсаживаются стеклопластиковыми тубами П1 12 13 141. Однако по причинам, изложенным в [2, провести исследования в подавляющем большинстве скважин не представляется возможным, что не позволяет осуществить их равномерный охват исследованиями в пределах месторождения (залежи).

Предложенная соискателем система позволяет выполнять автономные измерения эксплутационных параметров пласта и технологических параметров работы оборудования в течение всего межремонтного периода работы скважин независимо от способа их эксплуатации.

4.1. Технические требования, предъявляемые к системе информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений

Система информационного обеспечения в своем составе должна содержать измерительные блоки глубинных (глубинный прибор - ГП) и поверхностных параметров (БПП), а также наземный блок управления, питания и индикации (УПИ) [5]. Блок УПИ осуществляет питание электрическим током глубинного прибора и БПП, программное управлетше работой последнего, а также сбор, хранение и передачу измеренной информации. В зависимости от выполняемых задач возможна реализация трех вариантов программного управления работой системы - управление при помощи блока УПИ, при помощи глубинного прибора и независимое автономное управление работой блоков глубинных и поверхностных параметров. Использование ГП для выполнения исследований совместно с каротажной станцией, а также считывание информации на магнитные носители внешней ПЭВМ должно производиться при помощи поверхностного блока регистрации измеряемых параметров.

В состав глубинного прибора, опускаемого в скважину по технологии предварительного спуска приборов под насос, должны входить высоконадежные первичные преобразователи (датчики) давления, состава, плотности жидкости, расхода и температуры, а также датчик локатора муфт и канал гамма-каротажа. Для получения информации о работе скважинного штангового насоса, содержании газа в добываемой жидкости, давлении на буфере и в затрубном пространстве монтируются на поверхностной части наземного оборудования скважины соответствующие датчики: динамометр, анализатор газового фактора, датчики буферного и затрубного давлений (измеритель-кыи блок поверхностных параметров) 5],

Система должна работать в пяти режимах, четыре их которых автономные и один выполняется под управлением бортовой ПЭВМ каротажной станции.

При работе в режиме 1, предназначенном для регистрации суточных параметров работы скважины, команда на его выполнение подается от бортовой ПЭВМ, после чего последняя отключается. Дальнейшее управление работой системы осуществляется автономно и заключается в измерении один раз в сутки в течение одной минуты с периодом в 1 секунду всех глубинных и поверхностных параметров. По 60 снятым значениям каждого из параметров вычисляются средние и записываются в запоминающее з'строй-ство для их хранения до момента считывания на магнитные носители внешней ПЭВМ. В память записываются также месяц, дата, часы, минуты и секунды получения информации (текущее время).

Выполнение режима 2, предназначенного для получения информации об изменении забойного давления, производится при аварийном или специальном отключении сетевого напряжения скважины. Система переходит на автономное питание от аккумулятора, что является командой на снятие отсчетов с датчиков давления глубинного прибора и измерительного блока поверхностных параметров. Промежутки времени между отсчетами глубинного прибора являются функцией изменения забойного давления, а регистрация сигналов от поверхностных датчиков производится периодически через четыре часа. В запоминающее устройство записываются величины давления, дата и время снятия отсчетов. После подачи сетевого напряжения система автоматически переходит на работу в режиме 1. При заполнении запоминающего устройства заданным количеством отсчетов каждое последующее отключение напряжения сети является командой на переход в режим хранения информации.

В режиме 3, предназначенном для исследования запускаемых в работу скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, снятие отсчетов со всех датчиков глубинного прибора, а также датчиков давления и анализатора газового фактора измерительного блока поверхностных параметров производится так же, как в режиме 2. Выполнение режима начинается по команде с внешней ПЭВМ, после чего она отключается. Запись величин измеряемых параметров, даты и времени их получения продолжается до заполнения последнего 3000-го отсчета глубинных параметров, после чего система переходит на работу в режим хранения информации. В случае отключения сетевого напряжения система автоматически переходит на выполнение режима 2, а при его подаче возвращается на выполнение режима 3.

Во время запуска в работу скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами, для которых характерно периодическое изменение измеряемых параметров, система по команде с ПЭВМ запускается в работу в режиме 4. Данный режим идентичен режиму 3 за исключением того, что промежутки времени между снятием отсчетов с глубинного прибора являются функцией изменения средних значений забойных давлений, вычисляемых по 60 отсчетам, снятым в течение минуты, которые вместе со средними значениями остальных глубинных параметров, датой и временем их снятия записываются в запоминающее устройство.

При работе системы в режиме 5 часть находящегося на поверхности геофизического кабеля отключается от наземной аппаратуры. Измерения производятся под управлением бортовой ПЭВМ и заключаются в регистрации по стволу скважины всех глубинных параметров в ее память.

Необходимость работы системы в течение всего межремонтного периода предъявляет повышенные требования к надежности аппаратуры и в первую очередь к датчикам измерения расхода, плотности и состава.

4.2. Измерение расхода, состава и плотности жидкости 4.2.1. Измерение расхода

В практике измерений массового или объемного расхода жидкости существует много различных типов расходомеров. Для измерения расхода в скважинах используются в основном тахометрические расходомеры, чувствительным элементом которых является турбина, располагающаяся в скважине таким образом, что через нее проходит весь или часть потока. В меньшем объеме применяются тепловые расходомеры (термокондуктивные), чувствительным элементом которых служит терморезистор. Известно использование расходомеров обтекания и расходомеров с тепловой меткой. Несмотря на существующие недостатки, наиболее эффективными для использования в производственных условиях в настоящее время являются тахометрические расходомеры, что и определяет их преимущественное использование.

Однако, вариант оснащения турбинными первичными преобразователями комплексных глубинных приборов, предназначенных для спуска в скважины на весь межремонтный период (300-500 суток), является не приемлемым по причине низкой надежности преобразователей данного типа. Им свойственны также высокий начальный предел реагирования и искажение результатов измерений во времени вследствие налипания парафина. Эти обстоятельства требуют разработки принципиально новых высоконадежных датчиков, не имеющих изнашивающихся элементов в потоке. Этим условиям могут отвечать датчики, реализующие принципы тепловой метки и ультразвуковые расходомеры.

Работы по разработке ультразвукового расходомера проводились H.A. Хлесткиным, Н.М. Хлесткиной, B.JI. Кирланом в Уфимском государственном нефтяном техническом университете. В настоящее время проведены испытания расходомера в скважинах Пермской области. В основу измерений положен эффект увлечения ультразвуковых волн движущейся жидкостью. Первичный преобразователь представляет из себя два пьезоэлемента, расположенные на фиксированном расстоянии друг от друга по осевой линии перемещающегося потока жидкости. Поочередное использование каждого из элементов в качестве датчика или приемника позволяет производить расчет скоростей движущейся жидкости и ультразвуковой волны и в конечном итоге, расхода. Низкий порог чувствительности (0,6 м 7ч) расходомеров, а также перспектива использования их в качестве датчиков определения плотности делают их незаменимыми при оснащении глубинных приборов.

4. 2. 2. Метод определения состава и плотности жидкости

Для измерения плотности и состава жидкости наиболее широко используются методы гамма-гамма плотнометрии, диэлектрической влагометрии и резистивиметрий. Перечисленные методы в силу недостатков, детально рассмотренных ■> П]. не могут использоваться в глубинных приборах системы информационного обеспечения. Возможности программно-управляемых приборов позволяют реализовать принципиально новый метод определения плотности жидкости и ее состава [3]. Плотность единицы объема жидкости, состоящей из смеси нефти с водой можно определить

ObVb+cjhVh, (4.1) где с?в, о„ и VB, VH - соответственно плотности и объемное содержание воды и нефти.

Объемное содержание нефти в смеси определим, как VH= 1-VB.

Решая систему уравнений для аж и VH , получим выражение, определяющее связь объемного содержания воды в жидкости и плотности как самой смеси, так и ее составляющих а —а

Vfi= -Н-^ . (4.2)

Плотность нефти для отдельно взятого пласта в процессе его эксплуатации практически не меняется. Плотность пластовой воды также в течение длительного периода остается постоянной. Существенное изменение ав возможно при обводненности добываемой продукции смесью пластовой и пресной вод, т.е. при подходе к скважине пресных вод, закачиваемых в пласт для поддержания пластового давления. Плотность воды и нефти определяют в лабораторных условиях как при запуске скважин в эксплуатацию, так и при периодических их исследованиях.

Плотность добываемой жидкости (смеси нефти с водой) зависит от объемного содержания той или иной составляющей, увеличивается с ростом обводненности продукции и наоборот. Для определения плотности жидкости и соответственно состава при помощи программно-управляемых приборов предложен способ, в основу которого положено измерение разности гидростатических (забойных) давлений. Схема определения приведена на рис. 4.1, из которого видно, что показания каждого из датчиков (Д, и Д2) можно определить по формулам

Р.=сТжН1ё, (4.3)

Р2=ажН2§, (4.4) где Р] , р2 — забойные давления, соответственно измеряемые датчиками Д; и Да на глубинах Н! и Н2; g - ускорение свободного падения.

Решая уравнения (4.3) и (4.4) относительно стж и выражая разность давлений Р2 - Р) через АР, а разность глубин Н2 - Hi через АН, находим аж= АР /gAH. (4.5)

В этом выражении АР не зависит от изменения глубины динамического уровня, а дн = const — база измерительной системы, которую обозначим Ah.

Как видно из рис. 4.1, в наклонно направленных скважинах с зенитным углом 9, определение АН будет производиться по формуле AH=Ahcos8. Подставив это выражение в (4.5), получим следующий алгоритм определения плотности жидкости для всех категорий скважин

АР

4.6) гЛ Uf гй Щ динамическим уровень

1 4 Л б

Рис. 4.1. Схема определения градиента давления в вертикальных (а) и наклонно-направленных (б) сква лотах

1 - глубинный насос; 2 - кабель; 3 - эксцентричная планшайба; 4 -глубинный прибор: 5 - децентраторы; 6 - продуктивный пласт

Таким образом, измерение разности давлений в скважине позволяет измерять плотность жидкости. Наклон скважины необходимо учитывать введением поправок на зенитный угол. Возможна установка датчика измерения зенитного угла в скважинном приборе.

Подставив выражение (4.6) в формулу (4. 2), установим взаимосвязь состава добываемой жидкости и плотностей ее составляющих, которая будет иметь вид

Ув=-5-—----. (4.7)

Соискателем в работе [3] дано теоретическое обоснование порога чувствительности датчика для измерения АР. Установлено, что для определения плотности жидкости с погрешностью ±0,01 г/см3 при длине базы измерительной системы в 1,1 м необходимо использовать датчики с порогом чувствительности не превышающем 0,0001 МПа. При увеличении базы порог может повышаться и при ДЬ=10 м он составит примерно 0,001 МПа. Однако рост ЛЬ снизит точность измерений вследствие увеличения влияния составляющей зенитного угла, который трудно учитывать в большом интервале. Для указанного порога чувствительности (0,0001 МПа) и ДЬ=1,1м определена возможная погрешность измерения содержания воды в нефти со значениями плотностей соответственно 1,0 и 0,8 г/см3, которая составляет 5% для скважин со значениями зенитных углов до 5°. В наклонно направленных скважинах с зенитными углами до 40° измерительная база должна быть не менее 1,3 м.

Таким образом, предложенный соискателем метод позволяет реализовать измерительную систему определения плотности и состава жидкости, что позволит завершить в системе информационного обеспечения оснащение глубинного прибора высоконадежными первичными преобразователями.

5. Результаты геофизических исследований глубинным прибором и в скважинах специальной конструкция [7,8,11,12,13,14,15,16]

В разделе соискателем обосновывается содержание четвертого защищаемого положения.

Программа по созданию системы информационного обеспечения включает в себя направления по разработке высоконадежных глубинных приборов, блока поверхностных параметров и систем сбора зарегистрированной информации. Под руководством и непосредственном участии соискателя был разработан опытный образец программно-управляемого глубинного прибора с датчиком давления. Прибор на геофизическом кабеле был опущен в скважину под глубинный насос, где непрерывно проработал в течение 2,5 лет в режимах, рассмотренных в работах [15,16]. Связь с прибором и считывание информации осуществлялись периодически при помощи поверхностного блока связи с компьютером.

В результате измерений оперативно решались задачи по документированию режимов работы скважины во времени, измерению забойных давлений через заданные промежутки с регистрацией текущего времени их измерения на всем протяжении работы скважины и снятию кривых притока (КП) и восстановления давления (КВД) с последующим расчетом гидродинамических параметров пласта. Выполнены работы по исследованию взаимодействия скважин (гидропрослушивание) и анализу методики определения забойных давлений посредством измерений уровней в затрубном пространстве.

Информация по документированию работы скважины (№ 628, Уньвин-ская пл.), работающей в циклическом режиме позволила выбрать оптимальный режим ее эксплуатации и контролировать его выполнение.В качестве примера документирования на рис. 5.1 приведена динамика изменения забойных давлений в работающей скважине за период с 24.01.97г. по 01.02.97г. Из графика видно, что накопление жидкости следует прекращать при достижении забойного давления (Р) значений 12,5 - 12,6 МПа. Дальнейшее увеличите времени накопления вызывает незначительный прирост забойного давления и соответственно приток жидкости в ствол скважины. Увеличение же времени отбора (на рис. 5.1 через 287 часов), также не даст прироста объема добываемой жидкости, но может привести к выходу из строя глубинного насоса.

Р, МПа

10

О 50 100 150 200 250 300 350

Рис. 5.1 Динамика изменения забойных давлений

Определение гидродинамических характеристик пласта производилось посредством периодического снятия и обработки кривых притока. На первоначальном этапе дебит скважины определялся в пределах 1м3/сутки, что противоречило промысловым данным (6-7 м7сутки). Для выяснения причин несоответствия совместно с сотрудниками института ПермНИПИнефть были проведены совместные гидродинамические исследования с замером объема добываемой жидкости при помощи замерной установки и отбором проб флюида из замерной емкости. При получении результатов анализа отобранных проб было установлено, что средний коэффициент заполнения пробоотборников жидкостью составляет 0,374, что в пересчете на дебит составляет 1,075м3/сут, который полностью согласуется с расчетными данными. Причиной расхождения результатов явилась ошибка в определении объема добываемой нефти из-за ее недостаточной дегазации при помощи замерной установки

Особое внимание при проведении исследований было уделено анализу методик определения забойных давлений при помощи эхометрирования. Получение их реальных значений является решающим фактором для проведения достоверных расчетов гидродинамических параметров пластов и соответственно планирования обоснованных геолого-технических мероприятий в скважинах и количественной оценки их эффективности.

В работе [16] подробно рассмотрены факторы, оказывающие влияние на определение забойных давлений эхометрироваштем и изложена методика исследований, в основу которой были положены многократные, согласованные во времени измерения забойных давлений глубинным прибором и времени прохождения звуковой волны (эхометрирования).

По результатам исследований установлено наличие значительных расхождений измеренных и расчетных значений забойных давлений [16]. По полученным данным можно судить как о наличии инструментальной составляющей погрешности, так и методической, о чем свидетельствуют расхождения вычисленных по различным методикам значений забойных давлений. Автором делается вывод о недостаточной точности, вычисляемых по существующим методикам значений забойных давлений и соответственно рассчитанных по ним гидродинамических параметров продуктивных пластов, используемых для целей оценки энергетического состояния залежей.

Таким образом, экспериментальные работы показывают принципиальную возможность создания высоконадежной программно-управляемой скважинной аппаратуры, а также высокую эффективность исследований данным оборудованием даже с одним датчиком давления. Оснащение глубинных приборов датчиками состава, расхода, плотности и температуры позволит значительно расширить круг решаемых задач.

Оборудование опорной сети скважин месторождения (залежи) определенным количеством глубинных приборов, местоположение которых можно менять по мере решения поставленных задач, позволит осуществлять мониторинг месторождения. Эффективность мониторинга значительно повысится при создании системы комплексного получения информации, источниками которой могут служить скважины специальной конструкции, продуктивные интервалы в которых обсаживаются стеклопластиковыми трубами.

На месторождениях Пермской области впервые произведено крепление стеклопластиковыми трубами двух разновозрастных объектов разработки, расположенных на существенно разных глубинах, Между объектами установлена секция из стальных обсадных труб. Предварительные расчеты осевых усилий, возникновение которых возможно на верхней стеклопластико-вой трубе при необходимости подъема колонны, выполнены соискателем по изложенной в разделе 2 методике применительно к колонне труб. В качестве исходных в расчетах использованы значения зенитных углов, при которых создаются наибольшие осевые усилия (страгивающие нагрузки) в случае необходимости подъема труб на прямолинейном наклонном участке ствола скважины (25°). Коэффициент трения труб о породу принимался равным 0,35, плотность промывочной жидкости - 1,14 г/см3. В результате расчетные значения осевых усилий не превысили 60000 Н при допустимых 350000 Н, что показывает обоснованность применяемых конструкций [11,14].

В интервалах стеклошхастиковых колонн выполняется весь комплекс ГИС для целей контроля за изменением текущей нефтенасыщенности и состояния заводнения электромагнитными методами (индукционный и диэлектрический каротажи). Результаты исследований изложены в работах [11, 12, 13, 14]. Между скважинами, оборудованными стеклопластиковыми трубами, проведены уникальные в практике нефтепромысловой геофизики исследования по межскважинному просвечиванию методом радиоволновой геоинтроскопии горных пород. Результаты опытно-промышленных измерений показывают, что в карбонатных породах с удельным электрическим сопротивлением 600 Омм и выше при расстояниях между скважинами до 500м чувствительность и разрешающая способность метода достаточны для надежного решения ряда задач информационного геофизического обеспечения как на разведываемых, так и на эксплуатируемых месторождениях [11, 12,14]. одилплышь

Основные результаты исследований соискателя имеют как научное, так и практическое значение и сводятся к следующему:

1. На основашш анализа состояния информационного геофизического обеспечения на этапах бурения и эксплуатации горизонтальных скважин сформулированы требования к технологическому оборудованию для геофизических исследований ГС.

2. Научно обоснован метод расчета осевых усилий, возникающих на геофизическом кабеле при исследованиях ГС и усилий доставки приборов к их забоям. Составленное программное обеспечение позволяет производить расчеты устий для всех отечественных кабельных технологических комплексов доставки геофизических приборов.

3. Разработаны технические требования и предложен технологический комплекс в составе программного обеспечения и соответствующего оборудования для геофизических исследований горизонтальных скважин. Проведенные работы в скважинах показали высокую эффективность комплекса, в том числе в скважинах действующего фонда.

4. Предложено и научно обосновано новое направление мониторинга разработки - система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений. Система позволяет производить программно-управляемое измерение параметров пласта и работы оборудования в течение межремонтного периода работы любой из скважин независимо от способа ее эксплуатации.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

1. Контроль за разработкой нефтяных месторождений геофизическими методами // Пути стабилизации добычи нефти месторождений Пермской области в связи с усложнением структуры запасов: Материалы научно-технической конференции. - Пермь, 1985, с. 87-91 (соавторы К.С. Шершнев, A.B. Черепанников).

2. Системный контроль за разработкой при помощи программно-управляемой дистанционной аппаратуры // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений: Тезисы докладов научно-технической конференции.- Пермь, 1991, с. 48-50 ( соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов).

3. Метод определения плотности и состава жидкости, добываемой из нефтяных скважин. М., "Нефтяное хозяйство", №2, 1992, с. 12-14 ( соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов).

4. Опыт геофизических исследований в горизонтальном участке ствола скважины № 401 Чарского месторождения // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Межвузовский сборник научных трудов / Пермский университет. - Пермь, 1996, с. 70-76 (соавторы Н.И. Крысин, Ю.А. Ельцов, Т.Н. Крапивин, A.B. Могилев, Т.К. Соболева, Б.А. Семенов).

5. Система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений. Патент РФ № 2077735, 1997 (соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов).

6. К вопросу обоснования доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин // Геология и полезные ископаемые западного Урала: Материалы региональной конференции. - Пермь, 1997, с. 189-190 (соавторы Б.А. Семенов, A.A. Семенцов, Р.П. Савелов).

7. Исследование действующих скважин при помощи программно-управляемой геофизической аппаратуры // Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья: Материалы региональной научной конференции. - Пермь, 1998, с. 197-198 (соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов).

8. Программно-управляемая аппаратура для исследований эксплу-тационных скважин // Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин: Сборник тезисов. - М., 1998, с. 1.11 (соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов, А.Ф. Катошин, C.B. Матяшов).

9. Расчет усилий доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Межвузовский сборник научных трудов /Пермский университет. - Пермь, 1998, с. 65-71 (соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов).

10. Геофизические исследования горизонтальных скважин при помощи насосно-компрессорных труб малого диаметра. М., "Нефтяное хозяйство", № 6, 1998, с. 41-44 (соавторы A.A. Семенцов, A.B. Растегаев, Л.Н. Попов, Ю.М. Лаврухин).

11. Опыт работы по исследованию скважин, обсаженных стеклопласти-ковыми колоннами // Геофизические технологии контроля разработки, технического состояния скважин и интенсификация добычи на нефтегазовых месторождениях: Тезисы докладов международного симпозиума. - Уфа, 1998, с.12 (соавтор A.B. Шумилов).

12. Применение стеклопластиковых обсадных труб для контроля за разработкой методами ГИС на месторождениях Пермской области // Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин: Сборник тезисов. - М., 1998, с.26 (соавторы A.B. Шумилов, Б.А. Семенов, C.B. Матяшов, А.Ц. Рапопорт).

13. Результаты работ в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми обсадными трубами // Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья: Материалы региональной научной конференции. - Пермь, 1998, с.114 .( соавторы A.B. Шумилов, C.B. Матяшов).

14. Применение стеклопластиковых обсадных колонн на месторождениях Пермской области // НТВ "Каротажник". - Тверь, 1998. Вып. 53. с. 69-74 (соавторы A.B. Шумилов, C.B. Матяшов, Б.А. Семенов, В.А. Истратов, А.Ц. Рапопорт, Ю.Х. Ширяев).

15. Результаты геофизических исследований действующих скважин, выполненных при помощи программно-управляемого скважинного прибора /У Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности: Тезисы докладов международного симпозиума. - Уфа, 1999, с. 22-23 (соавторы A.A. Семенцов, Б.А. Семенов, В.й, Зотиков, В .А. Мельник).

16. Технология исследования действующих скважин при помощи программно-управляемой геофизической аппаратуры // НТВ "Каротажник".-Тверь, 1999. Вып. 61, с. 68-75 (соавторы A.A. Семекцов, Б.А. Семенов, А.Ф. Катошин, В.А. Мельник).