Методы увеличения нефтеотдачи

     В скважины, из которых добывается нефть, при исследовании через ДГТ закачивается нефть. При исследовании в уже обводненной скважине может использоваться, например, вода, обработанная ПАВ.

Описанное устройство позволяет проводить измерения в горизонтальном стволе в процессе освоения скважины при снижении давления на пласт.

     Преимущество  новой технологической схемы заключается прежде всего в том, что при ее использовании можно снимать характеристические кривые Qp с применением установок - колтюбинга. Это обеспечивает проведение исследований без при влечения «тяжелого» оборудования. Способ позволяет перед проведением исследований промыть скважину и исключить влияние загрязненности ствола на получаемые результаты. При исследованиях общий контроль за расходом жидкости дополнительно ведется по уменьшению ее объема в приемных емкостях на поверхности. Поэтому при исследовании каждого дополнительного интервала расход замеряется на поверхности и регистрируется в записывающих устройствах расходомера.

     На  практике проведение расходометрии  в ГС возможно с применением одного расходомера (рис. 6, б и 2). Рассмотрим этот вариант более подробно.

     В данном случае расходомер спускают на ДГТ до забоя горизонтального ствола, затем создают круговую циркуляцию через затрубное пространство и ДГТ, одновременно осуществляя их подъем для перемещения расходомера по всей длине горизонтального ствола. При этом расходомером фиксируют расход потока жидкости по затрубному пространству. ДГТ являются средством доставки и перемещения расходомера по горизонтальному стволу, а также каналом для создания круговой циркуляции в скважине. Применение круговой циркуляции жидкости с разной производительностью позволяет устанавливать зависимость между расходом жидкости Q в зону поглощения и давлением на устье скважины р для каждой проницаемой зоны, т.е. определять ее гидродинамическую характеристику.

     Проведение  расходометрии в горизонтальных стволах с применением ДГТ заключается в следующем.

     В открытый горизонтальный ствол 2 спускают ДГТ 4 с расходомером 5 на их конце, замеряющим скорость потока жидкости в пространстве между ДГТ и стволом скважины (см. рисунок 6, б). В обсаженной колонне проводится замер между колонной и ДГТ. Расходомер доспускают до забоя горизонтального ствола. Создается круговая циркуляция. Жидкость (например, пластовая вода) закачивается в затрубное пространство с расходом Q_o. Ее поток проходит по заколонному пространству, достигает расходомера 5 и через ДГТ 4 поднимается к поверхности с расходом Q_i. При прохождении через горизонтальный ствол скорость потока уменьшается по мере прохождения от одной проницаемой зоны 3 к другой.  

     Рисунок 6 - Схема замеров в ГС двумя (а) и одним (б) расходомером 

    При подъеме ДГТ 4 с расходомером 5 прибор фиксирует изменение скорости потока (см. рисунок 7) после прохождения каждой проницаемой зоны. Одновременно на поверхности фиксируется скорость потока выходящей жидкости из скважины через ДГТ. 

    а,б,в  - этап проведения исследования после  прохождения расходомером 5 зоны соответственно 3’,2’,1’ 

    Рисунок 7 – Схема проведения расходометрии  при наличии трех проницаемых  зон: 

    В начале исследования горизонтального ствола 2, когда расходомер 5 находится на забое, поток жидкости, закачиваемой через затрубное пространство, определяется по формуле 

                                             Q₀ = Q_р + q₁+ q₂ +q₃                                                                                 (2.4.1) 

где Q_р - расход потока, фиксируемый расходомером на конце ДГТ;

q₁ q₂ q₃ - расход потока жидкости в проницаемые зоны соответст венно 1^’,  2' и 3', которые пересек горизонтальный ствол.

     В данном положении расход потока Q фиксируемый расходомером, равен расходу потока Q_p выходящему по ДГТ на поверхность. При подъеме ДГТ во время измерения «утечек» по горизонтальному стволу Q_t изменяется, так как через расходомер проходит только часть потока жидкости. Другая часть общего потока уходит в проницаемые зоны, которые расходомер при подъеме ДГТ миновал. Расход Q_t практически остается постоянным во время всего процесса подъема ДГТ с расходомером из горизонтального ствола.

     После прохождения зоны Г расходомер покажет следующее изменение потока:                                                   

                                                     Q_p1 = Q₀-q₁-q₂                                                         (2.4.2)

    после зоны 2':

                                                           Q_p2 = Q₀-q₁                                                   (2.4.3) 

     Подъем  расходомера дальше зоны 1’ где Q_p = Q₀, может быть контрольным, на его основе следует уточнить величину «утечек», т.е. значения q₁, q₂, и q₃

Уточненную  гидродинамическую характеристику проницаемых зон в горизонталь

ном стволе можно получить, если исследования проводить неоднократно с разной закачкой жидкости в скважину. Результаты исследований скважин с закачкой жидкости под давлением в проницаемые зоны не всегда совпадают с данными исследований, выполненных при депрессии на пласты, так как при повышенном давлении (выше пластового давления), например, в трещиноватых породах, трещины раскрываются, при его снижении ниже пластового часть трещин смыкается.

     Предлагаемый  способ определения проницаемых зон в горизонтальных стволах позволяет проводить исследования при повышенном давлении на зоны и снижении его ниже пластового. Для этого в горизонтальную скважину закачивается аэрированная жидкость (пена или нефть). При давлении в горизонтальном стволе ниже пластового из зон происходит интенсивный приток жидкости. Во время круговой циркуляции аэрированной жидкости расходомер фиксирует увеличение потока жидкости по затрубному пространству. Поток будет изменяться по мере подъема гибких труб из горизонтального ствола и фиксироваться на автономном записывающем устройстве, соединенном с расходомером. Передача результатов измерений расходомером может осуществляться разными способами, например, автономно. В расходомер встроено записывающее устройство. После подъема ДГТ запись расшифровывается и представляется для анализа. Применение ДГТ обеспечивает спускоподъемные операции с расходомером за самое короткое время и не представляет затруднений в организационном плане. Другим способом регистрации работы расходомера может быть использование гидравлического канала. Пульсацию потока в ДГТ создают с помощью вертушки расходомера, которая при вращении перекрывает часть отверстия в ДГТ.

     Преимуществом рассмотренного способа является прямое определение границ зон проницаемости в горизонтальном стволе путем фиксации изменения расхода жидкости при подъеме расходомера, причем круговая циркуляция жидкости в процессе исследований исключает опасность прихвата прибора в скважине.

     Для проектирования, регулирования и контроля разработки нефтяного месторождения необходимо иметь данные о фильтрационных параметрах продуктивных коллекторов. Пространственная фильтрация флюида к горизонтальной скважине характеризуется сложной конфигурацией траектории движения частиц жидкости. В связи с этим при получении расчетных формул дебита таких скважин обычно исходную пространственную задачу заменяют решением двух плоских задач, т.е. течение к очень тонкой пластине в горизонтальной области и приток к точечному стоку в полосе шириной h в вертикальной области. Данный подход характерен для работ Полубариновой - Кочиной (1956 г.), В.П.Табакова (1961 г.), В.П.Меркулова (1958, I960 г.), Ю.П.Борисова - В.П.Пилатовского (1964 г.), F.M.Giger (1985 г.), S.DJoshi (1991 г.), M.J.Economides (1991 г.), CAEhlig-Economides (1988 г.), D.Oabu - A.S.Odeh (1989 г.)и др. Согласно RSuprunowicz - RM.Butler (1992 г.) и В.И.Щурову - В.П.Меркулову эффект сходимости линий тока к радиусу скважины в вертикальной плоскости достаточно мал при небольшой толщине пласта, и решения, полученные для вертикальной трещины, можно использовать применительно к горизонтальной скважине.

     При неустановившейся фильтрации поток  к горизонтальной скважине также  приводится к плоским фильтрационным потокам, которые проявляются при исследовании скважин. Данный подход характерен для методик PAGoode - R.K.M.Thambynaygam (1987 г.), A.S.Odeh - D.Oabu (1990 г.), F.J.Kuchuk - GJ.Lichtenberger (1995 г.). Считается, что возможно последовательное проявление раннего радиального и второго радиального потоков в вертикальной плоскости, линейного и псевдорадиального потоков при моделировании течения в горизонтальной плоскости. По существу описание неустановившейся фильтрации к горизонтальной скважине практически во всех опубликованных методиках сводится к использованию решений для двух классических потоков: плоскорадиального и прямолинейно-параллельного.

     Псевдорадиальный  поток может возникнуть только при  очень больших значениях х_t (х - пьезопроводность; t - время) и отсутствии влияния соседних скважин. Основная формула упругого режима, применяемая при этом, получена для скважинного нулевого радиуса, и ее использование для горизонтального ствола недопустимо. По сравнению с линейным потоком действительная 

     Рисунок 8  - Выделение типов потока к горизонтальной скважине

фильтрация  происходит также на концах горизонтального  ствола. Применение уравнений для ранних радиальных потоков в значительной степени осложняется наличием продолжающегося притока жидкости в скважину. В связи с этим использование уравнений для плоскорадиального и прямолинейно-параллельного потоков является значительным упрощением реального течения жидкости к скважине.

     Отдельную задачу представляет выделение типов  потоков. Для этой цели согласно большому числу публикаций рекомендуется использовать первую и логарифмическую производные забойного давления (рисунок 8) или расчетные зависимости времени существования потока. Наличие производной давления позволяет получить дополнительную информацию о фильтрации жидкости к горизонтальной скважине. Однако дифференцирование экспериментальных значений забойного давления всегда имеет значительную погрешность. Данная задача дополнительно осложняется при малом числе экспериментальных точек КВД и в связи с влиянием притока на протяжении всей кривой.  

     2.5 Сравнительный анализ результатов  исследования профилей приемистости  скважин 
 

     Для улучшения показателей эксплуатации горизонтальных скважин необходимо знать фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) продуктивного интервала пласта. Их определяют с помощью комплекса гидродинамических исследований ГДИ. Обработка результатов ГДИ горизонтальных скважин отличается от обработки данных ГДИ условно вертикальных скважин (ВС) вследствие различия формы притока многофазной среды скважинам. Процесс обработки кривой ГДИ в обоих случаях основан на выборе соответствующего прямолинейного участка в разных координатах.

     При получении формул для расчета  дебита ГС обычно исходную пространственную задачу заменяют решением двух плоских задач: рассматриваются течение к очень тонкой пластине в горизонтальной области и приток к точечному стоку в полосе шириной h в вертикальной области. Наиболее точно процесс фильтрации описывается при использовании полуосей эллипса, которые для реальных условий можно оценить только ориентировочно, как и радиус контура питания для вертикальной скважины. При описании течения к точечному стоку в полосе наибольшая точность достигается при учете влияния непроницаемых кровли и подошвы. Поток к ГС имеет наибольшие значения на концах ствола и минимальные в середине его.

     Согласно  формулам отношение продуктивности ГС к продуктивности ВС может достигать 3 - 10, фактическое соотношение гораздо меньше. Различие коэффициентов продуктивности скважин в начальный период эксплуатации не превышает 2-3, а с течением времени снижается, их отношение уменьшается.

 При эксплуатации горизонтальных ГС возникают  проблемы, связанные с выполнением  в них гидродинамических исследований. Одна из них - доставка глубинного прибора. Возможно проведение исследований на специальном геофизическом кабеле или колтюбинговой трубе. Однако данное оборудование не позволяет в полном объеме выполнять исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. В БашНИ-ПИнефти для проведения ГДИ разработана технология доставки автономных глубинных приборов к исследуемому участку ГС. Ниже насоса спускается хвостовик необходимой длины из НКТ диаметром 48 мм (2") или 60 мм (2,5"). Конец хвостовика заглушён. Элементами хвостовика являются специально разработанные фильтры-контейнеры того же диаметра, что и хвостовик. Внутри фильтра-контейнера, изготовленного под размер спускаемых глубинных приборов, расположены две крестовины. Нижняя крестовина (втулка) имеет отверстие под конус и служит опорой для глубинного прибора, на верхней крестовине имеется прижимной болт для фиксации прибора в крестовинах. Крестовины закрепляются внутри контейнера с помощью винтов. Для обеспечения притока жидкости на различных участках по окружности и длине контейнера выполнено 6-8 щелевых отверстий шириной 5-6 мм и длиной 40-50 мм.

     Для проведения ГДИ горизонтальных скважин  был специально разработан глубинный манотермограф МТГ-20ММ диаметром 22 мм и длиной 250 мм, техническая характеристика которого представлена в таблице 6. Согласно программе ГДИ на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации проведены исследования в горизонтальной скв. 3614 Ново-Хазинской площади Арланского нефтяного месторождения. Как отмечалось ранее, глубинные приборы в горизонтальной части размещены равномерно. В первом контейнере (от забоя) находится прибор МТГ-20.