СПОСОБ МОНИТОРИНГА МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ С УСТРАНЕНИЕМ ПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ
MONITORING METHOD OF MULTI-BED WELL WITH ELIMINATION OF CROSS-FLOWS BETWEEN BEDS

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при совместной разработке нескольких пластов в скважине, эксплуатирующей многопластовую залежь, для мониторинга параметров флюида (нефти или газа) на этапах освоения скважины и ее эксплуатации с целью выявления и устранения пластовых перетоков.
Известен способ мониторинга скважины с помощью стандартных геофизических исследований, проводимых приборами, спущенными в скважину на кабеле (С.С.Итенберг, Т.Д.Дахкильгов. Геофизические исследования в скважинах. М.: Недра, 1982).
Известный способ не эффективен для мониторинга многопластовой скважины, так как стандартные геофизические исследования не позволяют выявить и устранить пластовые перетоки.
Известно выполнение мониторинга в многопластовых скважинах путем спуска и размещения внутри эксплуатационной колонны под добычным насосом автономных приборов, устанавливаемых в кровле каждого разрабатываемого пласта на якорях с помощью специальных устройств - автоотцепов. Автономные приборы измеряют дебит, состав, забойное давление, температуру, влажность и другие параметры флюида в процессе его добычи. Считывание измеренных параметров производят в межремонтный период сразу же после подъема насоса и якорей с приборами (см. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2005, с.205; патент РФ №57359 от 11.04.2006).
Известный способ мониторинга многопластовой скважины решает ряд важных задач, например, позволяет проводить измерения в интервале каждого пласта во всем периоде работы добычного насоса.
Однако известный способ имеет следующие недостатки. Возможность считывания показаний о состоянии разрабатываемых пластов имеется только после подъема автономных приборов и добычного насоса, который периодически извлекают для проведения ремонта. Следовательно, процесс добычи нефти или газа до извлечения приборов ведется «вслепую» без информации о происходящих в пластах процессах. Из этого следует, что мониторинг скважины гораздо эффективнее начинать до начала процесса добычи, то есть на этапе освоения скважины.
Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков за счет проведения мониторинга не только в процессе добычи, но первоначально геофизиками на этапе освоения скважины.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является устранение пластовых перетоков, повышение эффективности и стабильности процесса добычи, уменьшение потерь флюида и, следовательно, увеличение объемов добычи нефти или газа.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе мониторинга многопластовой скважины с устранением пластовых перетоков, включающем установку на устье скважины дебитомера, спуск и размещение под добычным насосом автономных приборов над каждым разрабатываемым пластом, измерение в процессе добычи автономными приборами дебита и параметров флюида каждого пласта с записью показаний в долговременную память и исследование показаний после подъема на устье скважины автономных приборов вместе с добычным насосом, поднимаемым для проведения ремонта, согласно изобретению мониторинг и устранение пластовых перетоков начинают в процессе освоения скважины, для чего после спуска и размещения автономных приборов над пластами имитируют процесс добычи, используя, например, свабирование или работу струйного насоса для снижения уровня жидкости или давления в скважине, соответственно, затем поднимают автономные приборы, по их показаниям выявляют возможное наличие пластовых перетоков и определяют диапазон забойного давления, в котором пластовые перетоки отсутствуют, после этого выполняют подготовку скважины к процессу добычи, включающую спуск в скважину автономных приборов и размещение их над каждым пластом и спуск добычного насоса на глубину, соответствующую диапазону забойного давления, определенному в процессе освоения скважины, в котором пластовые перетоки отсутствуют, затем включают добычной насос в работу и осуществляют процесс добычи, в процессе добычи контролируют равенство дебитов по показаниям, измеренным дебитомером, и по показаниям, измеренным в процессе освоения скважины размещаемым над верхним пластом автономным прибором, в дальнейшем при каждом плановом подъеме на устье скважины автономных приборов вместе с добычным насосом контролируют равенство дебитов по показаниям, измеренным дебитомером, по показаниям, измеренным в процессе освоения скважины размещаемым над верхним пластом автономным прибором, и по показаниям, измеренным в процессе добычи размещаемым над верхним пластом автономным прибором, при этом равенство всех трех дебитов контролируют в диапазоне забойного давления, в котором пластовые перетоки отсутствуют, кроме того контролируют равенство параметров флюида по показаниям, измеренным в процессе освоения скважины размещенными над каждым пластом автономными приборами, и по показаниям, измеренным в процессе добычи размещенными над каждым пластом автономными приборами, при этом равенство параметров флюида контролируют в диапазоне забойного давления, в котором пластовые перетоки отсутствуют.
Начало выполнения мониторинга и устранения пластовых перетоков на этапе освоения скважины позволяет снизить потери флюида в процессе добычи и тем самым повысить эффективность добычи.
Имитация процесса добычи после установки автономных приборов над пластами позволяет создать в зоне пластов забойные давления различной величины. В соответствии с этими изменениями автономные приборы измеряют изменения дебита и других параметров флюида, которые послужат в дальнейшем для корреляции процесса добычи, и, следовательно, для повышения его эффективности.
Извлечение автономных приборов после имитации процесса добычи необходимо для выявления по показаниям автономных приборов наличия пластовых перетоков и диапазона забойного давления, в котором пластовые перетоки отсутствуют. Эта выявленная информация является основанием для определения глубины установки добычного насоса с целью добычи в диапазоне забойного давления, при котором пластовые перетоки исключаются.
Спуск и включение в работу добычного насоса на расчетной глубине, соответствующей диапазону забойного давления, который был рассчитан на этапе освоения скважины, обеспечивает устранение пластовых перетоков и максимальный дебит при добыче флюида.
Контроль равенства двух дебитов (1 - по показаниям дебитомера на устье скважины, 2 - по полученным ранее, на этапе освоения скважины, показаниям установленного над верхним пластом автономного прибора, измеряющего суммарный дебит скважины) в процессе добычи обеспечивает непрерывный мониторинг протекания процесса добычи, позволяет выявлять нарушения стабильности процесса добычи и возможное появление пластовых перетоков.
Контроль равенства трех дебитов (1 - по показаниям дебитомера на устье скважины, 2 - по полученным при освоении скважины показаниям установленного над верхним пластом автономного прибора, измеряющего суммарный дебит скважины, 3 - по полученным в процессе добычи показаниям установленного над верхним пластом автономного прибора, измеряющего суммарный дебит скважины) при каждом плановом подъеме на устье скважины автономных приборов вместе с добычным насосом обеспечивает наиболее точный мониторинг протекания процесса добычи. Результат данного контроля, с учетом результатов аналогичного контроля равенства двух дебитов в процессе добычи, позволяет корректировать глубину установки добычного насоса для продолжения процесса добычи после проведения ремонтных работ.
Контроль равенства других параметров флюида, измеренных автономными приборами в процессе освоения и в процессе добычи, для одного и того же диапазона забойного давления является дополнительным показателем эффективности выполненных мероприятий по устранению пластовых перетоков и стабильности процесса добычи.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.
Мониторинг начинают на этапе освоения силами геофизиков. Для этого в эксплуатационную колонну многопластовой скважины спускают автономные приборы и устанавливают их в кровле каждого разрабатываемого пласта, например, на якорях с помощью специальных устройств - автоотцепов.
Затем с целью получения забойного давления различной величины имитируют процесс добычи флюида. При этом для снижения уровня жидкости в скважине и для уменьшения забойного давления используется не добычной насос, как на этапе добычи, а, соответственно, свабирование или установка струйного насоса. Такая замена возможна в связи с тем, что для протекания описываемых процессов не имеет значения, каким образом снижен уровень жидкости и забойное давление в скважине. Эта закономерность подтверждена экспериментально в процессе выполнения исследований предложенного способа.
В процессе имитации добычи автономными приборами измеряют параметры флюида (дебит, состав, забойное давление, температуру, влажность и другие), которые изменяются при различных значениях забойного давления.
После извлечения автономных приборов на устье скважины анализируют их показания и в результате анализа выявляют возможное наличие пластовых перетоков, а также определяют диапазон забойного давления, в котором пластовые перетоки отсутствуют и соответствующую этому диапазону глубину.
Затем геофизики передают скважину нефтяникам или газовикам, указав определенное ими значение глубины установки добычного насоса. В свою очередь, нефтяники или газовики приступают к выполнению подготовки скважины к процессу добычи.
На этом этапе автономные приборы снова спускают и устанавливают над каждым разрабатываемым пластом, и вслед за этим спускают добычной насос. При этом на устье скважины установлен дебитомер, измеряющий текущий дебит.
Спуск добычного насоса производят на указанную геофизиками расчетную глубину, соответствующую диапазону забойного давления, рассчитанному ранее на этапе освоения скважины, работа в котором обеспечивает отсутствие пластовых перетоков и максимальный дебит пластов.
Затем начинают непосредственно процесс добычи. В работающей скважине в процессе добычи мониторинг выполняют путем контроля равенства показаний дебитомера на устье скважины и показаний, измеренных на этапе освоения скважины автономным прибором, который установлен над верхним пластом и измеряет суммарный дебит скважины. Непрерывный мониторинг предложенного способа, таким образом, является научно обоснованным.
При плановом извлечении добычного насоса на устье скважины для проведения ремонта извлекают также автономные приборы. Сравнивают значения трех дебитов, указанных выше. Равенство трех дебитов свидетельствует о наиболее эффективном протекании процесса добычи. Данное условие установлено экспериментально при исследованиях предложенного способа на 17-ти скважинах.
Кроме того, проверяют наличие корреляции других параметров флюида, которые были измерены автономными приборами в процессе освоения и в процессе добычи. Указанная корреляция также была выявлена в процессе исследований предложенного способа.
Равенство указанных выше дебитов и других параметров флюида на расчетной глубине установки добычного насоса, соответствующей диапазону забойного давления, при котором отсутствуют пластовые перетоки, подтверждает то, что процесс добычи происходит в диапазоне глубины, на которой пластовые перетоки действительно отсутствуют, а дебит пластов максимален.