Методы увеличения нефтеотдачи

     Существует несколько методов определения скорости звука в межтрубном газе:

    расчетно-аналитический;

    резонансный;

    локации реперов.

     Расчетно-аналитический метод. Скорость звука V, давление, температура и состав газа связаны уравнением Лапласа

                                                                                               (2.3.1)

где λ - показатель адиабаты; р₀ - давление, измеренное до прохождения в газе возмущающего импульса;

      р - плотность газа;

      R - универсальная газовая постоянная;

      Т- температура газа; μ - вязкость газа.

     Несмотря на сообщения о точности расчетно-аналитического метода , очевидно, что он не пригоден для оперативного и малозатратного получения результата, так как для получения данных о составе нефтяного газа требуются отбор проб и дорогостоящее оборудование (газовый хроматограф). Кроме того, поскольку анализируемый газ отбирается в ограниченном объеме, не может быть учтен неоднородный состав газа по стволу скважины. Этот метод применим для предварительных оценок скорости звука на месторождении и проверки экспериментальных данных.

Резонансный метод. Суть его заключается в измерении характеристик волн, возбужденных в замкнутом объеме. Известен «трубный» метод, по которому трубу известной длины заполняют газом из межтрубного пространства и возбуждают в них либо стоячую волну частотой f, либо посылают короткий акустический импульс. В первом случае измеряют частоту стоячей волны и скорость звука рассчитывают по формуле 

                                                                                    (2.3.2) 

где n - номер моды стоячей волны.

     Во втором случае измеряют время распространения импульса в трубе Г между посылкой и регистрацией импульса и далее определяют скорость звука по формуле

                                                                                                                   (2.3.3) 

     Представителем устройств первого типа на российском рынке является прибор «Резонанс», изготавливаемый НПП «Сигма».

     Резонансные методы имеют следующие существенные недостатки:

1. анализируемый газ находится вне межтрубного пространства скважины, при этом не учитывается распределение температуры и давления по ее стволу;
2. анализируется небольшая порция газа, при этом не учитывается неоднородный состав газа по стволу скважины;
3. неизбежное стравливание газа из межтрубного пространства для оценки скорости звука в нем нарушает равновесное состояние газа и изменяет его газодинамические свойства; в результате полученная оценка скорости звука может значительно отличаться от реальной.

     Методы локации реперов. Эти методы лишены недостатков расчетно-аналитического и резонансных методов, поскольку при измерениях анализируется весь столб газа (или значительная его часть), находящегося в стационарных условиях скважины. Различают метод локации единичных реперов и метод локации муфт НКТ.

     Метод локации единичных реперов предполагает эхолокацию искусственного или естественного репера, находящегося в межтрубном пространстве скважины с известной глубиной установки Н. Для вычисления скорости звука по реперу измеряют время появления отражения от репера Т_от, которое подставляют в формулу

                                                                                                                  (2.3.3)

     Такой способ дает хороший результат, если репер находится ненамного выше уровня жидкости, что в практике встречается редко.

     Метод локации муфт НКТ также относится к локации реперов, так как каждая муфта выполняет роль репера с известным положением (данные «меры НКТ»).

     Существует несколько подходов к обработке эхосигнала для выделения муфт. Первым был способ узкополосной фильтрации эхосигнала в полосе, близкой к частоте следования муфт. В настоящее время наиболее известными представителями приборов, реализующих такой способ обработки, являются приборы «Well Analyzer» и «Model M» компании Echometer. При работе с прибором «Model M» оператор подсчитывает число отражений от муфт до отметки от уровня жидкости и умножает его на длину НКТ для определения расстояния до уровня жидкости. При этом, очевидно, можно вычислить и скорость звука. На рисунке 3 приведен эхосигнал, а на рис. 4 - результат выделения муфт. Недостатками способа являются:

1. требование одинаковой длины всех НКТ;
2. отсутствие критерия достоверности обнаружения муфт.

      Муфты (лучше сказать псевдомуфты) будут выделены, даже если эхосигнал не содержит от них отражений. Таким образом, использование метода в данной реализации может ввести оперотора в заблуждение, поскольку узкополосный фильтр отражает устойчивое выделение муфт при обработке любого широкополосного сигнала. Из рисунка  3 хорошо видно, что отражения от муфт после отметки 4-й секунды отсутствуют. Тем не менее на рисунок 4 вплоть до уровня жидкости мы видим картину найденных муфт. Факт построения мнимых муфт прибором, реализующим узкополосную фильтрацию, подтверждается при проведении измерений на гладких трубах без муфт.

 
 

     Рисунок 3 -  Эхосигнал

  Рисунок 4   -  Выделенные муфты 

     Другой подход к обработке эхосигнала для выделения муфт заключается в частотно-временном анализе эхосигнала, который реализован в комплексах «СиамМастер», дооснащенных комплектом «СМ-2С». В отличие от приборов компании Echometer комплект «СМ-2С» способен определять скорость звука в межтрубном газе в скважинах, колонна НКТ в которых содержит трубы разной длины. Кроме того, этот комплект использует критерии надежности выделения муфт. Если отражения от муфт отсутствуют, то программа подскажет оператору, что определение скорости звука по данному измерению невозможно.

     Несмотря на то, что комплекс не гарантирует 100%-ное получение результата по каждой скважине, замеры по группе скважин позволяют определить фактические зависимости скорости звука от значащих факторов (давления, уровня, состава газа и др.). Например, с помощью метода, реализованного в комплекте «СМ-2С» была построена карта распределения скоростей звука по площади одного из месторождений Западной Сибири (№ 1), где основным фактором, влияющим на изменение скорости, является состав газа в скважинах.

     В настоящее время на практике почти повсеместно используют зависимости скорости звука от давления, которые не всегда точно описывают изменение скорости. На рисунке 6 представлена типовая зависимость скорости звука от давления в межтрубном пространстве (черным цветом) и практически полученные значения (см. точки) на месторождении Западной Сибири № 2 . Желтым цветом выделены точки, полученные при анализе скорости звука в скважинах, оборудованных искусственным репером, красным - точки, полученные с помощью комплекта «СМ-2С».

     В результате проведенных исследований на данном месторождении удалось получить интегрированные зависимости скорости звука от глубины динамического уровня, т.е. с учетом влияния температуры и отчасти изменения состава газа с глубиной (рисунке 5). Для практического использования при измерении уровня была разработана трехмерная таблица, представляющая собой семейство кривых, описывающих изменение скорости от давления в зависимости от уровня. При этом для данного месторождения удалось снизить максимальные погрешности измерения уровня с 15 до 5-6 %, среднюю погрешность - до 2,5-3 % (Отчеты по измерению скорости звука ООО «Контроль-Сервис»). 

     

     Рисунок 5 – Зависимость скорости звука  от давления 

     Таким образом, для выполнения современных требований по точности контроля уровня в добывающих нефтяных скважинах, особенно при интенсификации добычи, можно использовать следующие пути:

         - определение, использование и регулярная актуализация (не менее 1 раза в год) зависимостей скорости звука от значимых факторов влияния для каждого месторождения или для групп скважин в пределах одного месторождения;

        - контроль скорости звука непосредственно в момент измерения уровня в конкретной скважине;

       - применение способов контроля уровня, основанных на принципе выделения и подсчета муфт НКТ (при этом должна быть обеспечена достоверность мер НКТ).

     Компания «СИАМ» использует все перечисленные пути, создавая оборудование и разрабатывая новые технологии его применения для обеспечения качественного мониторинга нефтяных скважин. 

     2.4 Современные методы исследования  горизонтальных скважин 
 

     В связи с резким ростом объемов бурения горизонтальных (ГС) и боковых (БС) стволов все более актуальной становится проблема информированности о дебитах отдельных их интервалов. В практике эксплуатации ГС и БС при промыслово-геофизических исследованиях обычно ориентируются на каротажные данные, определяющие с некоторой точностью проницаемость интервалов и пористость пород в них. Дополнительную информацию получают, если проводка ствола сопровождается сплошным отбором керна, по которому уточняется характеристика пород по траектории горизонтального ствола. Затем основным параметром ГС и БС становится дебит скважины. Однако он определяется как суммарная величина без связи с дебитами каждого интервала, хотя в основном ГС и БС являются литологически разными участками.

     Необходимость исследований ГС на приемистость возникает уже на стадии его бурения, когда происходят частичные поглощения бурового раствора. Изоляция всего пробуренного ГС с точки зрения сохранения первоначальной продуктивности пород нецелесообразна. Поэтому иногда наиболее проницаемый интервал следовало бы изолировать, используя материалы для временной изоляции на период бурения горизонтального ствола на планируемое расстояние. Практически это выполнить трудно из-за отсутствия таких материалов.

     Решение задачи разделения горизонтального ствола на отдельные интервалы, различающиеся литологически, в том числе по проницаемости и пористости, могло бы позволить более эффективно эксплуатировать ГС и БС, а также бороться с их обводнением. Проводить измерения расходомером в скважинах пробовали по следующей схеме. В горизонтальный ствол на трубах или с помощью утяжеленного кабеля спускался расходомер. При подъеме прибора в скважину навстречу ему нагнеталась жидкость. При этом в закачиваемой жидкости содержались осадок со стенок ствола, часть фильтрационной корки и др. Поэтому исследования с расходомером на кабеле провести не удалось. Были попытки применить данную схему исследований в открытом стволе частично или полностью обводненной горизонтальной скважины. По указанным причинам исследования не были выполнены.

     Конструктивно ГС и БС можно разделить на следующие типы:

            - с открытым стволом;

            - обсаженные зацементированной  колонной;

        - с открытым стволом и съемным фильтром;

            - с открытым стволом и несъемным фильтром;

        - обсаженные колонной, разделенной  на отдельные участки пакерами.

            При обводнении скважины наиболее оптимальной конструкцией ГС и БС для проведения изоляционных работ является горизонтальный ствол со спущенной в него обсадной колонной, разделенной пакерами на интервалы. В таких скважинах после спуска двухпакерных систем в обсадную колонну и обследования каждого интервала можно определить интервал, через который поступает вода, и изолировать его. Другое преимущество такой конструкции заключается в том, что с помощью двухпакерной системы можно проводить кратковременные гидродинамические исследования каждого интервала отдельно, а затем эксплуатировать каждый объект - интервал - в соответствии с его гидродинамической характеристикой.

     Наиболее  сложная ситуация возникает в обводненных скважинах со спущенным несъемным фильтром, зацементированным в верхней части. В таких скважинах проводить исследования для уточнения интервала, через который скважина обводняется, невозможно, изолировать можно только весь ствол через несъемный фильтр. Однако это не исключает заполнение пространства между фильтром и стволом изоляционным материалом, а следовательно, ликвидацию скважины.

     В перспективе, по нашему мнению, получат распространение две технологические схемы ГС и БС: 1) обсаживание их обсадной колонной с установленными через определенные расстояния пакерами; 2) открытый ствол. Преимущество использования второй схемы заключается в том, что в стволе при обводнении скважины могут проводиться избирательно изоляционные работы с помощью двухпакерных систем в определенных интервалах на основе результатов геофизических исследований и расходо-метрии, выполненной по новому способу, предложенному ВНИИБТ и ОАО «Татнефть». Кроме того, новый способ проведения расходометрии позволяет снимать гидродинамическую характеристику любого интервала в горизонтальном стволе. Таким образом, определяются общий суммарный дебит скважины, состоящий из дебитов отдельных интервалов, характеристики работы каждого интервала по зависимости расход жидкости Q - давление на устье р.

     На  рис. 6, а приведена схема проведения замеров двумя расходомерами 5 в горизонтальном стволе 2 с несколькими выделенными интервалами высокой проницаемости 3. В скважину 1 с помощью длинномерных гибких труб (ДГТ) 4 спущена компоновка с расходомерами индукционного типа, предназначенными для замера расхода жидкости по затрубному пространству. Расходомеры могут иметь кабельную связь с поверхностью, или в каждом приборе располагают автономное устройство с регистрирующей и фиксирующей записью. При расположении расходомеров таким образом, что между ними оказалась зона (интервал) высокой проницаемости, сравнение записей расходов жидкости по затрубному пространству покажет приемистость этого интервала. Изменяя производительность закачки жидкости, можно снять КГДИ.