СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к технике гидродинамических и геофизических измерений в скважинах, участвующих в процессе добычи углеводородов, и предназначено для контроля глубинных параметров в процессе эксплуатации скважин и передачи регистрируемых параметров на поверхность. Предлагаемые в патенте решения в первую очередь направлены на оперативное получение информации по каждому объекту в скважинах, вскрывающих несколько продуктивных интервалов.
Известен способ эксплуатации скважин, в частности нефтяных и газовых, включающий оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение, спуск скважинного прибора в эксплуатационную колонну и проведение гидродинамических и геофизических исследований (см. Жуков А.И., Чернов Б.С. и Базлов М.Н. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1961).
Недостатком указанного способа является дискретность получения гидродинамической и геофизической информации в процессе эксплуатации скважины. Как правило, проводят исследования, прерывая добычу нефти или газа и используя кабельный канал связи или автономную запись параметров с последующей расшифровкой после извлечения прибора из скважины. Электрический экран в виде колонны обсадных труб не позволяет исследовать околоскважинное пространство методами электрического или электромагнитного каротажа. Сложность получения гидродинамической и геофизической информации в реальном масштабе времени во время добычи углеводородов, особенно из многопластовой залежи, не позволяет эффективно управлять эксплуатацией скважины.
Известна забойная телеметрическая система (пат. РФ №2161701). Эта система содержит электрический разделитель, немагнитную вставку, глубинный блок с датчиками зенитного угла и азимута и источник питания, а также наземный приемный комплекс. Система использует для передачи информации с забоя на поверхность электромагнитный канал связи. Недостаток - невозможность использования системы для передачи сигнала через экранирующие пласты с высокой проводимостью.
Известны способ и устройство для контроля забойных параметров в экранирующих пластах с высокой проводимостью (патент РФ №2193655). Способ включает возбуждение электрического поля с использованием синусоидального напряжения, вырабатываемого скважинным турбогенератором. Во время работы передатчика забойной телеметрической системы с беспроводным электромагнитным каналом связи осуществляется электрический каротаж с определением электрических сопротивлений среды, характеризующих разбуриваемый пласт. Во время работы передатчика забойной телеметрической системы с беспроводным электромагнитным каналом связи измеряют величины напряжений, приложенных к электрическому разделителю. Устройство содержит антенну, подключенную кабелем к наземной приемно-обрабатывающей аппаратуре, скважинный прибор с измерительными первичными преобразователями, передатчик, источник питания и электрический разделитель, выполняющий функции диполя, образованного в результате электрического разделения бурильной колонны. Кроме того, система содержит дополнительный электрический разделитель, выполненный выше экранирующего пласта с высокой проводимостью, и кабель, соединяющий передатчик с этим электрическим разделителем для обеспечения работоспособности системы, когда передатчик находится ниже экранирующего пласта с высокой проводимостью. Недостатки системы в том, что в колонне бурильных труб необходимо установить кабель и постоянно его наращивать во время бурения, а дополнительный электрический разделитель постоянно переустанавливать в колонне бурильных труб, это усложняет эксплуатацию и может привести к сбою в передаче сигнала из-за того, что кабель выполнен составным и содержит много мест контакта.
Известны способ и устройство (пат. США №61777882). Способ включает измерение забойных параметров при помощи забойной телеметрической системы и передачу их на антенну, соединенную с наземной приемно-обрабатывающей аппаратурой, в котором антенну устанавливают ниже экранирующего пласта с высокой проводимостью. Устройство содержит антенну, подключенную к наземной приемно-обрабатывающей аппаратуре, скважинный прибор с измерительными первичными преобразователями, источник питания и электрический разделитель, выполняющий функции диполя в результате электрического разделения бурильной колонны, в котором антенна установлена ниже экранирующего пласта с высокой проводимостью.
Известен способ, предусматривающий применение для наблюдения за процессом добычи двух и более скважинных приборов, каждый из которых оснащен комплексом измерительных датчиков и передающих информацию по каротажному кабелю на поверхность, где установлена наземная панель, декодирующая информацию и передающая ее по каналам связи (пат. РФ №2244102). Недостатком такого способа является индивидуальность каждой скважины, то есть установка полного комплекта скважинной и наземной аппаратуры на одну скважину, кроме того, просматривается ограниченность измерительных средств.
Известен способ контроля забойных параметров в экранирующих пластах с высокой проводимостью, включающий измерение забойных параметров при помощи забойной телеметрической системы и передачу их на антенну, установленную ниже экранирующего пласта с высокой проводимостью и соединенную с наземной приемно-обрабатывающей аппаратурой, за счет того что указанную антенну устанавливают в дополнительной скважине, заполненной буровым раствором (пат. РФ №2243377). Для реализации данного способа используют устройство для контроля забойных параметров в экранирующих пластах с высокой проводимостью, содержащее скважинный прибор с измерительными первичными преобразователями, передатчик, источник питания, электрический разделитель, выполняющий функции диполя, образованного в результате электрического разделения бурильной колонны, и антенну, установленную ниже экранирующего пласта с высокой проводимостью и подключенную к наземной приемно-обрабатывающей аппаратуре.
Известна телеметрическая система, включающая корпус, блок питания, измерительные и передающие модули и электрический разделитель в виде отдельного переводника (пат. РФ №2105880, 2174694). Каналом связи для передачи глубинных параметров на дневную поверхность служат электромагнитные волны, излучаемые телеметрической системой по горной породе. Система дополнительно содержит не менее двух электрических разделителей, установленных в эксплуатационной колонне, и втулки между корпусом телеметрической системы и разделителем для обеспечения электрической связи с верхней частью эксплуатационной колонны при спуске корпуса телеметрической системы на нижний разделитель. Однако эта телеметрическая система не позволяет исследовать эксплуатационную скважину, так как эксплуатационная колонна экранирует распространение электромагнитных волн по горной породе.
Способ по патенту РФ№2174694 позволяет оперативно получать информацию на поверхности и в отличие от способа по патенту РФ №2244102, в частности, не использует каротажный кабель, применение которого затруднительно в скважинах, использующих электрические насосы. Общим недостатком известных способов является обязательное применение электрического разделителя в эксплуатационной колонне, что усложняет процесс строительства скважин. Кроме того, данный метод не применим в фонде скважин с эксплуатационной колонной, не имеющей электрического разделителя.
Известны способы электромагнитного исследования горных пород за обсадной колонной (пат. РФ №2316026, №2342527), использующие электромагнитные волны для зондирования околоскважинного пространства вплоть до соседней скважины в измерительных целях и, возможно, для передачи информации. Существенным недостатком этих способов является высокое энергопотребление, как следствие использование каротажного кабеля. Применение последнего нежелательно в нагнетательных и добывающих скважинах из-за быстрого процесса коррозии и сложности в процессе крепления при установке насосного оборудования.
Известен способ электрического каротажа обсаженных скважин, в котором используют зонд, выполненный в виде двух токовых электродов, расположенных по разные стороны относительно хотя бы трех измерительных электродов, пространственно разнесенных без соблюдения эквидистантности, предусматривающий электрическое соединение эксплуатационных колонн двух скважин (патент РФ №2302019), но его применение ограничено скважинами, не участвующими в процессе добычи углеводородов.
Наиболее близким способом к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации скважины, включающий оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение, спуск скважинного прибора в эксплуатационную колонну, гидродинамические и геофизические исследования выполняют со скважинным прибором для измерений и передачи гидродинамических и геофизических параметров, зафиксированным в электрическом разделителе и осуществляющим гидродинамические и геофизические исследования с передачей информации на поверхность посредством эксплуатационной колонны с электрическим разделителем, выполняющими функции скважинного диполя, причем верхняя и нижняя секции эксплуатационной колонны до и после электрического разделителя являются измерительными электродами при электрическом каротаже околоскважинного пространства, и электрический разделитель является токовым электродом, а при установке нескольких электрических разделителей в расчетных местах эксплуатационной колонны изменяют характеристики зондирующих околоскважинное пространство электрических полей, длину измерительных электродов шунтированием электрического разделителя (пат. РФ №2196894).
Целью данного изобретения является простота способа получения гидродинамической и геофизической информации по каждому объекту в любых скважинах с минимальными информационными ошибками.
Поставленная цель достигается за счет использования способа эксплуатации скважин, включающего установку наземного принимающего и добывающего оборудования на устье, перфорацию и освоение скважин, установку электрического разделителя, спуск скважинного измерительного оборудования с установленными измерительными электродами в эксплуатационные колонны, гидродинамические и геофизические исследования, передачу информации на поверхность посредством скважинного диполя. Количество эксплуатационных колонн выбирают не менее двух, соединенных между собой электрическим проводником, при этом эксплуатационные колонны скважин с добывающим оборудованием соединены как минимум с одной эксплуатационной колонной скважины, позволяющей установить каротажный кабель, имеющей скважинное измерительное оборудование, которое имеет контакт с наземным принимающим оборудованием, функцию скважинного диполя выполняют измерительный электрод и корпус скважинного измерительного оборудования, соединенного с колонной, при этом электрический разделитель установлен на скважинном, измерительном оборудовании, и измерительный электрод имеет устойчивый электрический контакт с пластовой водой.
Кроме того, электрический проводник оснащен устройством фильтрации, пропускающим сигналы, лежащие в информационной полосе частот.
При использовании заявляемого способа достигается поставленная цель за счет:
- метода передачи от одной скважины к другой и/или наоборот или к третьей (см. фиг.1),
- разделения фаз флюида в аналитическом модуле скважинного оборудования,
- периодического измерения содержания фаз в аналитическом модуле скважинного оборудования,
- периодического обновления порции флюида в аналитическом модуле скважинного оборудования,
- электрического соединением всех эксплуатационных колонн, участвующих в наблюдении скважин.
В настоящее время существующие скважинные телеметрические системы с электрическим разделителем предполагают формирование электромагнитного поля. В виду разной природы проводимости в металлах и электролитах, в частности бурильном растворе или пластовой воде, формирование электромагнитного поля в электролите связано с высокими энергетическими затратами и сверхчувствительной аппаратурой, например патент РФ №2335788. При предпочтительном условии отказа от каротажного кабеля и работы в автономном режиме требуется новый способ информационной передачи, имеющий минимальные потери. Авторы видят его в передаче по пластовой жидкости.
Проведенные эксперименты с амплитудой источника около 15 В при токе 15 мА и глубине в 1 метр показали приблизительно линейное затухание сигнала на расстояниях в 60, 200 и 400 метров. Для проверки паразитных каналов связи проводилось извлечение приемника и/или передатчика из пластовой воды, электрическое отключение передатчика.
При использовании приемника с чувствительностью в 1 мкВ дальность может достигать до нескольких километров по пластовой воде без использования ретранслирования, что позволяет охватить мониторингом большое количество скважин.
Сущность метода иллюстрируется на фиг.1, где показано условное изображение трех скважин сверху и эквивалентные электрические сопротивления, где 1 - эксплуатационные колонны действующих скважин, 2 - эксплуатационная колонна недействующей скважины, 3 - электрические проводники, 4 - измерительные электроды скважинного оборудования.
Эксплуатационные колонны скважин 1 и 2 соединены электрическими проводниками 3 для выравнивания потенциалов. Корпуса оборудования в скважинах электрически и механически соединены с эксплуатационными колоннами. В одной из действующих скважин между измерительным электродом 4 и эксплуатационной колонной действующей скважины 1 создается разница потенциалов. Из-за электрического соединения эксплуатационных колонн 1 и 2 создается разница потенциалов между измерительным электродом 4, находящимся в эксплуатационной колонне действующей скважины 1 и другими эксплуатационными колоннами. Обладающая ионной проводимостью пластовая вода проводит перераспределение потенциалов внутри других эксплуатационных колонн, что фиксирует измерительный электрод 4, помещенный в эти эксплуатационные колонны и имеющий высокое входное сопротивление Rrx.
На фиг.2 показана система из трех скважин, где 1 - эксплуатационные колонны действующих скважин, 2 - эксплуатационная колонна недействующей скважины, 3 - электрические проводники, 4 - измерительные электроды, 5 - насосное оборудование, 6 - скважинное измерительное оборудование, наземное принимающее оборудование, состоящее из 7 - модуля согласования и 8 -коммуникационного модуля, 9 - каротажный кабель, 10 - электрический разделитель, 11 - защитный чехол.
Изобретение осуществляется следующим образом.
Выбираются действующие скважины для осуществления мониторинга за процессом добычи. Вблизи этих скважин выбирают недействующие или действующие скважины, позволяющие установить каротажный кабель, по количеству меньше, чем действующих, не позволяющих подключить каротажный кабель к скважинному измерительному оборудованию 6. В эксплуатационные колонны действующих скважин 1 устанавливают скважинное измерительное оборудование 6 вблизи рабочих интервалов, затем опускают насосное оборудование 5. В эксплуатационные колонны недействующей скважины 2 опускают скважинное измерительное оборудование 6, соединенное с наземным принимающим оборудованием через каротажный кабель 9 в количестве, определяемом числом рабочих интервалов. Наземное принимающее оборудование включает модуль согласования 7, который подключен к коммуникационному модулю 8, имеющему доступ к информационным сетям или другим линиям связи. Выбранные действующие и недействующие скважины соединяют между собой электрическими проводниками 3. Со временем сеть охвата мониторингом месторождения может расширяться путем установки в действующие скважины скважинного измерительного оборудования 6 и электрическим соединением эксплуатационной колонны электрическим проводником 3 с эксплуатационными колоннами скважин, охваченных мониторингом.
Экспериментальная зависимость уровня принимаемого сигнала от расстояния в системе из двух скважин приведена фиг.3 - кривая 1 и теоретическая кривая 2 для случая электромагнитного канала связи.
В процессе добычи углеводородов интересна информация о гидродинамических параметрах пласта, в частности степени обводнения. Для передачи информации скважинным измерительным оборудованием 6 необходимым условием является контакт измерительного электрода 4 с пластовой водой. Поэтому в процессе функционирования прибор разделяет фазы пластового флюида в конечном объеме, где за счет гидростатических сил происходит отделение легких фракций от тяжелых. Это позволяет измерить содержание воды и/или углеводородов в месте постановки прибора и обеспечить бесперебойную работу прибора.
Контроль содержания разделяющихся фаз происходит в поперечных срезах вдоль оси конечного объема, ограниченного корпусом скважинного прибора. Процесс измерения сопровождается естественным и/или принудительным обновлением порции проходящего мимо прибора флюида, связанным со скоростью изменения физических и химических измерений, осуществляемых прибором.
Электрическое соединение электрическими проводниками 3 эксплуатационных колонн скважин 1 и 2, участвующих в мониторинге, дает возможность не только получать гидродинамическую и геофизическую информацию, но и проводить межскважинные измерения, подробно исследуя характеристики принимаемого сигнала. Скважинное измерительное оборудование имеет индивидуальные номера, указываемые в информационной посылке, для разделения информационных данных по эксплуатационным объектам. Применение помехоустойчивого кодирования дополнительно минимизирует информационные ошибки. В целях жизнеспособности системы возможны разные варианты передачи информации, в том числе по запросу от скважинного измерительного оборудования 6, соединенного посредством каротажного кабеля 9 с наземным принимающим оборудованием, периодическая передача от скважинного измерительного оборудования 6, не имеющего прямого контакта с наземным принимающим оборудованием на разнесенных частотах, с использованием ретрансляции запросного и/или ответного сигнала от удаленной скважины или без такового и т.д.
В связи с тем силовые цепи питания добывающего оборудования, включая линии защитного заземления, могут создавать разные по величине потенциалы между эксплуатационными колоннами, электрический проводник может быть оснащен устройством фильтрации, пропускающим сигналы, лежащие в информативной полосе частот. Для остальных сигналов естественного и индустриального происхождения электрический проводник будет представлять собой электрический обрыв, т.е. не будет проводником.