Устройство с множеством датчиков с различными параметрами для мониторинга профиля притока пласта по многим методам
MULTIPLE SENSOR DEVICE WITH DIFFERENT PARAMETERS TO MONITOR THE RESERVOIR FLOW PROFILE BY MULTIPLE METHODS

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может применяться при геофизических исследованиях скважин. Устройство является стационарной системой по контролю за эксплуатацией месторождений. Устройство устанавливается под добычными насосами: электроцентробежными (ЭЦН), штанговыми (ШГН), винтовыми, эжекторными и др. и позволяет получать информацию при работающих насосах в эксплуатационном режиме скважины. Для проведения исследований при помощи данного устройства не требуется извлечение добычного насоса из скважины, не требуется проведение противофонтанных мероприятий и не требуется применение каротажного геофизического подъемника.
Существуют три аналогичных устройства, схожих по своим функциональным и конструктивным характеристикам.
Известно устройство с вертикальным барабаном для перемещения скважинных приборов под добычным насосом (см. патент RU №2505662, МПК Е21В 23/14, Е21В 47/01, от 02.07.2012), в котором запись профиля притока осуществляется малогабаритным многопараметровым скважинным прибором при его движении в колонне в призабойной части пласта. Устройство представляет собой одну из разновидностей внутрискважинных кабельных лебедок и устанавливается под добычной насос (типа ЭЦН - электроцентробежный насос или ШГН - штанговый насос). Для перемещения прибора устройство содержит электропривод, вращающий через редуктор вертикально-расположенный барабан, на который намотан гибкий геофизический кабель, с закрепленным снизу геофизическим прибором с различными параметрами. Устройство содержит укладчик для равномерной укладки кабеля на барабан. Укладчик в крайних точках переключает верхний или нижний концевые переключатели, которые при срабатывании способствуют реверсированию направления движения прибора. Во время движения скважинного прибора производится запись информации с привязкой к глубине наклонно-направленной скважины. В интервале исследования скважинный прибор регистрирует информацию о профиле притока из пласта с привязкой к глубине скважины по следующим методам: локация муфт; естественный гамма фон; термометрия; давление; влагометрия; резистивиметрия; термоиндикация притока; расходометрия и др. Оператор с устья управляет направлением вращения барабана и производит запись поступающей информации от прибора по глубине в геофизический регистратор в режиме реального времени. Можно также осуществлять запись в определенной точке не по глубине, а по времени. Указанные исследования можно осуществлять в дистанционном режиме, используя средства связи.
Но данное устройство имеет следующие недостатки: проблема с гибким кабелем из-за его маленького разрывного усилия и отсутствия внешних повивов проволоки (внешней брони), поэтому прибор часто обрывается; при движении вниз прибор останавливается, а при движении наверх цепляется за перфорационные отверстия или выступы колонны; не работает в горизонтальных стволах скважин; отсутствует надежная герметизация вращающегося вала при больших забойных давлениях.
Другой известный способ определения профиля притока скважины предполагает использование оптоволоконных кабелей (патент №2667531 С1, МПК Е21В 47/06, опубл. 21.09.2018, бюл. №27). В данном способе оптоволоконный кабель работает как датчик распределенной температуры, при котором необходимо совместно применять скважинный геофизический прибор в качестве концевого датчика температуры и давления для определения точных значений. Скважинное оборудование соединяется с наземным регистратором давления и температуры и преобразователем оптоволоконных измерений в температурные параметры. В итоге, осуществляется (регистрируется) постоянный мониторинг температуры вдоль всего ствола (профиль притока) скважины одновременно с коррекцией его в нижней точке по температуре и давлению. Измерения производят при откачке пластовой жидкости из скважины. Затем по полученным значениям давления определяют величины депрессии, при которых начинают работать те или иные интервалы, а по графикам зависимости температуры от глубины определяют наличие и величину зарегистрированных температурных аномалий, обусловленных эффектом дросселирования газа или жидкости из пласта и теплообменом флюидов. Таким образом, выявляют продуктивные интервалы или источники обводнения скважины. Преимущество технологий с применением оптоволоконных систем: исследования проводятся на фактически рабочем эксплуатационном режиме добычи скважины; отсутствует движение прибора в интервале исследования; позволяет долговременно мониторить интервал эксплуатации в горизонтальном стволе скважины без извлечения добычного насоса; отсутствуют потери добычи во время проведения исследований.
Недостатком способа является следующее: профиль притока получается только по температуре; отсутствует точная привязка профиля притока к глубине скважины; большая погрешность показаний, особенно в быстропротекающих процессах скважины; очень сложная интерпретация полученных показаний (из скорости светового импульса надо получить температуру); негативное влияние человеческого фактора на результаты измерений, так как отсутствуют стандарты по интерпретации первичного материала; кривые притока необходимо корректировать по показаниям геофизического прибора, спущенного в крайние точки оптоволоконного кабеля; дорогостоящее оборудование и оптоволоконный кабель.
Наиболее близким аналогом является аппаратно-программный комплекс (АПК) «СПРУТ» (см. УДК 622.276.53/.4.004.58 статья «Мониторинг разработки многопластовых объектов в скважинах с ЭЦН»). Специалистами ОАО НПФ «Геофизика» и дочернего предприятия Ижевского радиозавода (ДООО «ИРЗ-ТЭК») разработана технология, позволяющая использовать стандартный силовой кабель добычного электроцентробежного насоса (ЭЦН) получать в режиме реального времени геофизическую и гидродинамическую информацию о работе каждого из вскрытых в данной скважине пластов. Одновременно с информацией о работе пластов обеспечивается также передача технологической информации о работе ЭЦН. Поступающая из скважины информация накапливается в памяти наземного регистратора и через средства связи доставляется тем службам нефтяной компании, от которых зависит принятие оперативных и стратегических решений. Технологическая информация используется также для автоматического отключения ЭЦН в случае превышения заданного порога температуры и давления масла в электродвигателе, повышенной вибрации его корпуса, увеличения потребления тока или снижения сопротивления изоляции жил силового кабеля. Геофизическая и гидродинамическая информация непрерывно поступает из скважины при работающем или отключенном ЭЦН. АПК «СПРУТ» позволяет снимать информацию в точке около пласта и проводить в скважине гидродинамические исследования пластов, меняя режим работы или отключая ЭЦН. Для исключения риска потери информации в скважинных геофизических модулях предусмотрена запись и архивация всей передаваемой наверх информации в энергонезависимую память каждого геофизического модуля. АПК «СПРУТ» включает в себя: скважинные геофизические модули, погружной модуль телеметрии с датчиками контроля работы электронасоса и наземный блок, обеспечивающий питание глубинной аппаратуры, прием, накопление и передачу потребителям скважинной информации. Модуль телеметрии крепится снизу к корпусу электродвигателя ЭЦН и к нему на кабеле подвешиваются геофизические модули. Количество геофизических модулей, состав измеряемых параметров, их метрологические характеристики и режим измерений задаются перед спуском в скважину. Наземное оборудование имеет энергонезависимое питание для измерения всех параметров во время аварийных ситуаций. Также оно легко интегрируется в существующие диспетчерские системы за счет наличия стандартного интерфейса (RS485) и протокола ModBus. Кроме того, в случае большой загрузки существующих диспетчерских систем, имеется дополнительная возможность параллельной передачи геофизической информации в полном объеме на рабочие места специалистов через операторов сотовой связи или параллельной системы с использованием радиомодемов. Программное обеспечение АПК «СПРУТ» позволяет вести расчет производных параметров, представлять информацию в удобном для заказчика виде, осуществлять оперативный контроль параметров погружного электродвигателя, обеспечивать дистанционное управление ЭЦН, контролировать давление на устье и в межтрубном пространстве скважины.
Данное известное устройство АПК «СПРУТ» имеет ряд недостатков: по полученным данным нельзя построить подробный профиль притока с точной привязкой к глубине скважины, так как информация снимается в определенных глубинах (в точках) установки геофизических приборов; невозможно определить точные границы притока жидкости, интервалы заколонных перетоков и источники обводнения скважины; отказ комплекса в момент включения ЭЦН.
Задачей предлагаемого изобретения является создание скважинной системы по контролю за разработкой (эксплуатацией) работающих пластов нефтяных и газовых месторождений, которая не будет иметь недостатков существующих аналогов, но превосходит их по качеству предоставляемой информации и надежности работы при меньших эксплуатационных затратах.
Изобретение представляет собой устройство, которое стационарно устанавливается в нефтяной или газовой скважине и имеет множество датчиков с различными параметрами для записи профиля притока или поглощения пласта по многим методам.
Техническим результатом от предложенного изобретения является повышение информативности данных, повышение эффективности и надежности устройства, которое обеспечивается в следующем: поступление данных одновременно с множества датчиков, разнесенных равномерно по глубине скважины; получение профиля притока (или поглощения) по многим методам от одноименных датчиков; отсутствие движения скважинного прибора; исключение электропривода, которому необходима герметизация узлов вращения; отсутствие кабеля с низким разрывным усилием; применяться может в наклонно-направленных и в горизонтальных стволах скважин; скважинный прибор способен записывать более 9 параметров; датчики имеют большую точность показаний и могут калиброваться в стандартных метрологических лабораториях; полученная информация различных методов интерпретируется общепринятыми способами, поэтому отсутствует негативное влияние человеческого фактора; по полученным данным можно построить подробный профиль притока (поглощения) с точной привязкой по глубине скважины, так как привязка прибора осуществляется по методам естественного гамма фона пород и локатора муфт эксплуатационной колонны; информация снимается скважинным прибором во многих точках глубины установки датчиков, поэтому возможно определить точные границы притока жидкости, интервалы заколонных перетоков и источники обводнения скважины; отсутствие отказа устройства в момент включения ЭЦН. Благодаря тому что датчики прибора во время записи не двигаются, то отсутствуют искажения показаний от движения скважинной жидкости, связанные с перемещением прибора. Также предлагаемое устройство имеет существенное преимущество по точности привязки профиля притока к глубине скважины, так как глубина нахождения датчиков в скважинном приборе определяется расстоянием от точки записи каждого датчика до датчика ГК или ЛМ, что намного точнее, чем при стандартных промыслово-геофизических исследованиях (ПГИ), в которых глубина нахождения прибора в скважине берется от датчика глубин и датчика магнитных меток кабеля, находящихся на устье скважины.
Совокупность технических результатов обеспечивает долговременный мониторинг объектов эксплуатации в режиме реального времени в наклоннонаправленных и горизонтальных участках скважин. В результате получают профили притока или приемистости призабойной части скважины по многим методам и гидродинамические характеристики пласта. Профили из пласта устройство позволяет определять без движения скважинного прибора при различных режимах работы скважины: в фоновом (когда скважина закрыта и ЭЦН остановлен), в эксплуатационном режиме (когда ЭЦН работает), а также профиль приемистости (при закачке жидкости в пласт). По полученным результатам можно оперативно управлять разработкой продуктивного пласта по одной скважине или по всему месторождению, дистанционно контролировать и управлять оборудованием нефтяных или газовых месторождений, с целью сокращения затрат и увеличения эффективной добычи нефти и газа.
Указанный технический результат достигается тем, что устройство включает в себя основной элемент - это скважинный многодатчиковый прибор (далее ПМД) большой длины с множеством многопараметровых датчиков, разнесенных между собой по всей длине прибора, который позволяет получать информацию с множества однопараметровых датчиков для построения профиля притока (поглощения) без движения прибора по следующим методам: термометрия, термоиндикация притока, шумометрия, расходометрия, давление, влагометрия, резистивиметрия, плотнометрия и др. Также позволяет осуществлять привязочный каротаж прибора ПМД перед установкой во время движения по стволу скважины при помощи методов: по локатору муфт, по естественной радиоактивности пород - гамма фон и др. Одноименные датчики могут быть разнесены друг от друга на расстояние от 0,4 до 20 метров в зависимости от конструкции скважины и поставленной задачи.
Предложенное устройство показано на Фиг. 1. и включает в себя наземный регистратор, герметичный ввод кабеля в скважину, геофизический кабель, движитель прибора и скважинный прибор. Основной элемент устройства - это скважинный многодатчиковый прибор ПМД 1, который имеет большую длину, по которой разнесены множество датчиков с различными параметрами. Длина прибора 1 может собираться от 50 до 150 метров. Корпусом прибора 1 являются герметичные металлические трубки с внешним диаметром от 28 до 50 мм, поэтому прибор 1 имеет хорошую осевую устойчивость и является толкателем датчиков в горизонтальные участки скважин. Движителем 2 скважинного прибора ПМД 1 в горизонтальный участок скважины являются груза кабеля с проходной жилой или накладные, вес которых должен быть не менее веса прибора 1. Для наклонно-направленных скважин движитель 2 не нужен. Прибор 1 и движитель 2 спускается в скважину на геофизическом бронированном кабеле 3, который после привязки и установки на заданную глубину закрепляется на устье и герметизируется в кабельном вводе 4, который может быть совмещен с вводом 5 силового кабеля 6 добычного насоса ЭЦН 7. Прибор ПМД 1 собирается из множества соединяемых между собой модулей «Б», один из которых изображен на Фиг. 2. Между модулями «Б» и грузами 2 по мере необходимости устанавливаются шарниры 8. Модули «Б» прибора 1 отклоняются от эксплуатационной колонны скважины 9 и направляется при помощи центраторов 10. Датчик осевой нагрузки 11 устанавливается между прибором 1 и движителем 2 для определения остановок и затяжек во время спускоподъемных операциях. Скважинный прибор ПМД 1 передает информацию через геофизический кабель 3 в наземный регистратор 12, в котором информация накапливается и передается через средства связи специалистам нефтегазодобывающей компании. Добычной насос ЭЦН 7 спускается в скважину с децентрирующими хомутами 13, необходимыми для защиты геофизического кабеля 3 от повреждений.
Модуль «Б» Фиг. 2 включает в себя множество датчиков 14, которые находятся в отдельных герметичных корпусах и могут работать самостоятельно без электронного блока 15. Датчики 14 устанавливаются разных параметров, каждый из которых позволяет записывать: температуру (ВТ), термоиндикацию притока (СТД), шумометрию (Ш), давление (Бар), расходометрию (РГД), влагометрию (ВГД), резистивиметрию (Рез), плотнометрию (Пл), локатор муфт (ЛМ), гамма фон пород (ГК) и др. При желании в один модуль «Б» могут входить несколько однопараметровых датчиков 14. Датчик расходомера может располагаться внутри центратора 10. Датчик расходомера может быть турбинный, ультразвуковой и др., датчик плотномера может быть ультразвуковой, дифференциальный и др. Датчики 14 с ЛМ и ГК обычно ставятся только в одном нижнем модуле «Б», в остальных они отсутствуют. С датчиков 14 сигналы в одно время поступают в электронный блок 15, в котором обрабатываются и отправляются в наземный регистратор 12. При необходимости электронный блок 15 может быть один на все модули «Б» и устанавливаться в верхней части прибора ПМД 1. Модуль «Б» соединяются между собой жестким сопряжением (резьбовым соединением), а не гибкое кабельное как у «СПРУТ». На Фиг. 2 показаны верхняя головка 16 и нижний наконечник 17, при помощи которых модули «Б» соединяются между собой. Возле верхней головки 16 имеется канавка 18 для захвата модуля «Б» на устье скважины при помощи захватного устройство (на Фиг. 2 не показан). Модули прибора «Б» могут иметь различную длину от 1 до 5 метров.
Устройство с множеством разнесенных датчиков работает следующим образом. На устье скважины собирается прибор ПМД 1 из модулей «Б» необходимой длины, количеством датчиков 14, с необходимыми параметрами, с определенным расстоянием между однопараметровыми датчиками, с необходимым количеством центраторов 10 и шарниров 8. Модули «Б» собираются между собой на мостках в горизонтальном положении длиной до 10 метров при помощи концевых соединений 16 и 17 и опускаются в скважину с фиксацией на устье при помощи захватного устройства за канавку модуля 18. После окончания сборки прибора ПМД 1 на устье проверяют его работоспособность. Далее таким же способом опускают в скважину движитель 2, собираемый из грузов. Между прибором ПМД 1 и движителем 2 устанавливается датчик осевой нагрузки 11. После набора необходимого веса грузов перед началом спуска собранной компоновки (прибор ПМД 1 плюс движитель 2) в скважину осуществляют вторую проверку и настройку скважинной части устройства при помощи наземного регистратора 12 через геофизический кабель 3. Каждому датчику 14 присваивают номер, точку записи с расстоянием относительно датчиков каналов ГК и ЛМ. Спуск компоновки до места установки в скважину осуществляют на геофизическом кабеле 3 при помощи каротажной лебедки и стандартных геофизических роликов (на Фиг. 1 не указаны). Во время спуска делается точная привязка прибора ПМД 1 к глубине скважине при помощи датчиков ГК и ЛМ. Прибор 1 и движитель 2 спускается в скважину до заданной глубины на геофизическом бронированном кабеле 3, который после привязки прибора ПМД 1 к глубине скважины фиксируется на устье и герметизируется в кабельном вводе 4. Потом добычной насос ЭЦН 7 спускается в скважину с децентрирующими хомутами 13.
После завершения установки прибора ПМД 1 в скважине отделяют кабель 3 от каротажного подъемника, соединяют его с регистратором 12 и устройство начинает обеспечивать долговременный мониторинг объектов эксплуатации в наклонно-направленных и в горизонтальных стволах скважин в дистанционном режиме.
Во время работы добычного насоса ЭЦН с одноименных датчиков 14 (Фиг. 2) снимаются одновременно показания параметров по различным методам с точной привязкой к глубине скважины без движения прибора ПМД 1. Нет необходимости в движении прибора вдоль ствола скважины для получения привязки к глубине. На Фиг. 3 изображены профили притока по различным методам, у которых одноименные датчики разнесены между собой на определенные интервалы. Профили притока из пласта на Фиг. 3 записаны в разных режимах работы скважины: в фоновом - при остановленном ЭЦН и в эксплуатационном режиме - при работающем ЭЦН.
Извлечение скважинного прибора ПМД 1 и грузов 2 из скважины осуществляют геофизическим кабелем 3 при помощи каротажной лебедки и геофизических роликов после подъема ЭЦН.