Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах
METHOD FOR DETECTION OF WATERING WELLS AND WATER INFLOW INTERVALS IN GAS WELLS

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано, через поиск скважины-обводнительницы и интервала обводнения в ней, для применения геолого-технических мероприятий по водоизоляционным работам.
Преждевременное обводнение газовых залежей на начальных этапах эксплуатации и в режиме падающей добычи негативно сказывается на эффективности операционной деятельности компаний-операторов по добыче. Серьезную проблему представляет организация выявления скважин-обводнительниц. Скважина-обводнительница - это источник обводнения не только самой, но и соседних скважин. Признаки дополнительной воды проявляются во всех скважинах куста, поэтому задача выявления источника обводнения куста очень сложна.
6
Существующие технологии специальных исследований скважин через сепарационные установки в комплексе с геофизическими исследованиями затратны, растянуты во времени; отслеживают часть действующего фонда, но самое главное малодостоверны (например, RU 2081311 С1, МПК Е21В 47/00, опубл. 1997). Прямым подтверждением этого является история проведения изоляционных работ (в течение 20 лет) с неудачными результатами. Поэтому на сегодняшний день оператором по добыче практикуется проведение водоизоляционных работ в остановившихся (из-за обводнения) скважинах. Конечным результатом таких работ является потеря дебита и значительное увеличение затрат.
7
Известен способ выявления обводняющихся скважин при разработке нефтяных залежей [RU 2214505 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/32, опубл. 2003], включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих постороннюю воду, ликвидацию притоков этой воды и ввод скважины в эксплуатацию. При этом осуществляют системный подход к выявлению обводняющихся скважин, заключающийся в сравнении фактической динамики добычи нефти за период эксплуатации с расчетной, получаемой на адаптированной геолого-технической модели, для скважин, геолого-промысловые условия которых не предопределяют возможности их интенсивного обводнения водой эксплуатируемого объекта; по величине превышения расчетной добычи нефти над ее фактической добычей выявляют скважины, обводняющиеся посторонней (нагнетаемой) водой; оценивают объемы этой воды; в скважинах с более чем двукратным превышением расчетной добычи нефти над ее фактической проводят геофизические исследования - контроля (ГИС-контроля) по выявлению интервала обводнения.
Рассмотрение истории добычи нефти и воды играет очень положительную роль и часто бывает эффективным, так как пластовые давления по воде и нефти достаточно близки. Но полное перенесение данного способа на газовые залежи (скважины) не может быть эффективным из-за большой разницы пластовых давлений водоприточных и газоотдающих интервалов. Следующей причиной невозможности применения предлагаемого способа на газовых скважинах является разные темпы обводнения (блокирования водой) в газовых и нефтяных скважинах. В газовых скважинах только появление дополнительной воды, иногда, приводит к довольно быстрому обводнению: в течение 1 недели-1 месяца. И не хватает времени на проведение профилактических мероприятий. В нефтяной скважине - от момента регистрации до момента остановки, достаточно длительный процесс и достигает 1 год и более.
7
2
Известен способ выявления обводняющихся скважин при разработке нефтяных залежей, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины [RU 2231632 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 47/10, опубл. 2004]. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин (мониторинг измерений). По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривыми. Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и процент изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. Принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25% до 75% - среднее; более 75% - интенсивное, то есть по наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции вод. По выравниванию профиля приемистости в скважинах снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. По скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента в обводненные пропластки. Предлагаемый способ - это процесс длительный, трудоемкий. Закачка воды в газовые скважины и определение приемистости, при закачке водоизолирующего состава, опасны в виду больших перепадов давлений между газоотдающим и водоприточными интервалами, которые часто приводят к поглощению больших объемов технологических жидкостей, извлечение которых занимает от 1-2-х месяцев и более, когда разница пластовых давлений составляет несколько десятков единиц, при значении пластового давления, газоотдающего интервала, 18-20 кгс/см. Методы ядерной геофизики, применяемые для выявления обводненных интервалов в нефтяных скважинах, регистрируют появление меченной воды в пластах, а не источник обводнения.
В газовых скважинах показывают неоднозначные результаты в средах, содержащих газ и плотностные разности. Помимо этого выявляются не источники обводнения, а интервалы перетоков. В результате водоизоляционных работ происходит ликвидация перетоков, эффективность которых кратковременна. При закачке меченой жидкости, однозначно, выявить обводненные интервалы (как результат движения пластовых вод) ядерной геофизикой невозможно, так как происходит ее распространение по всей продуктивной толще, включая выше и ниже лежащие пласты.
7
Известен способ контроля за процессом обводнения газовых скважин, включающий проведение стандартных газодинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления во времени, при этом строят графики их изменения во времени, затем сравнивают значения коэффициентов фильтрационного сопротивления с предыдущими и делают вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления [RU 2202692 С2, МПК Е21В 47/00, Е21В 43/32, опубл. 2002].
К недостатку известного способа можно отнести низкую достоверность, связанную с большими интервалами проведения газодинамических исследований.
Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является разработка способа выявления объекта обводнения (источника) с высокой степенью достоверности, обеспечивающего быстрый охват действующего фонда, при снижении материально-технических затрат для обеспечения повышения коэффициента извлекаемости газа.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов в ней.
Указанный технический результат достигается тем, что способ выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов в ней включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц, затем путем изменения депрессии на скважину регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений, на основании которых выявляют скважину-обводнительницу, в которой проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов для осуществления в них геолого-технических мероприятий по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа.
На чертеже показана текущая диагностика модели залежи скважины-обводнительницы.
Под скважиной-обводнительницей понимается источник обводнения не только самой, но и соседних скважин. Признаки дополнительной воды проявляются во всех скважинах куста, поэтому задача выявления источника обводнения куста очень сложна.
Способ выявления объекта обводнения (источника) состоит из нескольких этапов.
Первый этап.
Цель - выявление группы скважин, возможных обводнительниц. Инструментом выявления скважин-обводнительниц являются фоновые влагометрические исследования всего действующего фонда. Признаком отбора скважин в эту группу является:
3
3
значение паровой фазы газового потока, превышающее среднее значение за год, как минимум в 2 раза (пример: среднее приращение паровой фазы за год 0.2 г/м. Далее отбирают скважины, имеющие приращение 0.4 г/м и более, т.е. значение паровой фазы, не соответствующее текущим термобарическим условиям или резко отличающееся от рассчитанных значений);
зарегистрированные значительные уменьшения показателей скорости и дебита газового потока, связанные с фактическим уменьшением зоны отбора, то есть с наличием дополнительной воды в зоне отбора, которая блокирует подачу газа к перфорационным отверстиям;
наличие в отобранной пробе капельной жидкости смешанного типа с содержанием пластовой и конденсационной.
Алгоритмический критерий наличия или отсутствия дополнительной воды (расчетное значение паровой фазы, соответствующее термобарическим условиям, рассчитывается по формуле Бюкачека (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - Москва, "Наука", 1995. - С. 64-71):
0.6
W=А/Р+В,
где:
0.6
3
3
W - расчетное значение паровой фазы (г/м) при плотности газа 0.6 кг/м,
А - коэффициент, равный содержанию идеального газа;
Р - давление, мПа;
В - поправка на неидеальность природного газа.
Изменение паровой фазы, несоответствующее термобарическим условиям, дает возможность выявления или наличия дополнительной воды в зоне отбора. Наличие дополнительной воды оценивается разницей расчетной и измеренной паровой фазы.
Второй этап.
Цель - выявление скважин-обводнительниц из выбранной группы первого этапа на основе изменения значения паровой фазы, скорости и дебита, при изменении «нагрузки» (плановых изменений депрессии - разница давлений между пластовым (Рпл) и забойным (Рзаб) давлением, обеспечивающая приток газа в перфорационные отверстия (в колонну): ΔР=Рпл-ΔРзаб) на скважину, результатом которого является появление воды с давлением. На этом этапе исследуются только скважины, являющиеся источником обводнения. При необходимости проведение в отдельных скважинах мониторинга измерений через временные промежутки, не превышающие 1 месяц. Имея 1-3 мониторинга наблюдений, получают скалярные и векторные величины изменившихся значений.
На первом и втором этапах предлагаемая система наблюдений охватывает весь действующий фонд и реагирует на все изменения квартальные или месячные изменения депрессии для удержания планового уровня дебита, происходящие в скважинах. Регистрируются не позднее 20-30 минут (с момента произошедших изменений) появлением соответствующих газовых пачек на устье.
Система наблюдений включает следующие показатели:
3
паровая фаза, г/м;
3
капельная фаза воды, кг/м;
минерализация, тип воды, г/л, %;
скорость потока газа, м/сек;
3
масса потока газа, м.
Эти параметры носят оценочный характер и не могут называться измерительными. Изменяя депрессию на скважину, регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений, на основании которых выявляют скважину-обводнительницу. Предлагаемая система наблюдений проводится без остановки скважин, экономична, экологически безопасна, дает информацию за короткий срок. На текущий момент является наиболее достоверной из всех видов промысловых исследований. Процесс регистрации происходит в одинаковых условиях, тем же комплектом оборудования.
Преимуществом предлагаемой системы является быстрый охват действующего фонда, дешевизна и более высокая достоверность.
Третий этап.
Виды обводнения в эксплуатационных газовых скважинах:
пропластковое обводнение (прорывы пластовой воды или фильтратов буровых растворов, при бурении на нижележащие пласты, в зоны АНПД по наиболее проницаемым прослоям продуктивного пласта);
обводнение в монолитном пласте (прорывы пластовой воды по пласту);
подошвенное обводнение (подтягивание конуса воды к интервалу перфорации вследствие подъема ГВК);
заколонные перетоки воды (поступление чуждой воды по заколонному пространству в результате некачественного разобщения пластов или нарушения герметичности цементного кольца);
негерметичность эксплуатационной колонны (приток воды в скважину через нарушения эксплуатационной колонны).
межскваженные перетоки.
Например, в газовых скважинах месторождений ЯНАО обводнение продукции объектов добычи происходит в результате сочетания нескольких видов обводнения. Общим, для всех скважин с обводненной продукцией, являются прорывы воды по высоко проницаемым интервалам пласта, находящимся в различных частях продуктивного разреза и вне его. Поэтому достоверное выявление интервалов водопритоков различного вида лежит в основе эффективности водоизоляционных мероприятий, носит определяющий характер удорожания или удешевления добычной продукции. На сегодняшний день единственным информационным инструментом, позволяющим достоверно выявлять в тонкослоистом разрезе активные прослои, насыщенные слабоминерализованной водой, является спектральный нейтронный гамма-каротаж широкодиапазонный (СНГК-Ш).
В выявленной скважине-обводнительнице проводят ядерные исследования прибором СНГК-Ш для выделения интервала обводнения (или нескольких интервалов) с целью проведения в них геолого-технических мероприятий (ГТМ) по водоизоляционным работам (ВИР) с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Работа прибора СНГК-Ш основана на облучении горных пород потоком нейтронов от ампульного источника и регистрации плотности потока тепловых нейтронов на двух и более расстояниях от источника излучения. СНГК-Ш включает, помимо спектрометрии, интегральные методы НГК, ННК, ГГК-П. Вся информация извлекается из спектра СНГК-Ш. Одновременная регистрация функций водородосодержания, объемной плотности, времени жизни, соотношения параметров рассеяния и поглощения тепловых нейтронов за один спуск исключает неоднозначность интерпретации. Получаемые многометодные данные не требуют аппаратурной, пространственной и временной привязки. СНГК-Ш позволяет получить данные, аналогичные двухзондовым интегральным ННК-Т, НГК и ГГК-П, а также позволяет оценить нейтронные и гамма-лучевые параметры исследуемых сред и их соотношение. Информация весьма важна для решения задач определения текущего насыщения коллекторов, литологии тонкослоистого разреза, прочностных и фильтрационно-емкостных свойств пород водоприточных интервалов и трещиноватых зон в условиях обводнения скважины слабоминерализованной водой. Так по данным СНГК-Ш создают текущую диагностику объекта добычи (см. чертеж). Исследования проводят через НКТ и лубрикатор в режимах "динамики" и "статики". Прибор СНГК-Ш дополнительно оснащен высокочувствительным термометром. Прибор представляет собой 3-зондовое устройство. Исследуется 3 зоны в радиальном направлении: первая зона 30 см, вторая зона 50 см, третья зона 80 см. В условиях сложного обводнения достоверная текущая модель объекта добычи необходима для определения интервала и способа проведения водоизоляционных работ.
Для выявления интервалов обводнения по СНГК-Ш используют временные методические рекомендации по проведению и интерпретации данных СНГК-Ш (ОАО НПП "ВНИИГИС", Октябрьский, 2002 г.). Текущая диагностика модели залежи в скважине-обводнительнице (водоприточные интервалы и их активность) представлена на чертеже.
При осуществлении способа, в частности, использовали следующие приборы и инструменты оценки.
Прибор ПИР-RG-601 - ультразвуковой расходомер газов предназначен для измерения объемного (массового) расхода жидкостей и газов, протекающих по трубопроводу. Одна из областей применения - промышленные предприятия топливно-энергетического комплекса. Изготовлен по техническим условиям 4213-001-62730714-09 "Технологии ПИР". Внесен в Государственный реестр средств измерений - регистрационный №45257-10. Свидетельство об утверждении типа средств измерений №40883 выдано Федеральным агентством по техническому Регулированию и метрологии от 01.11.2010 г. Сертификат соответствия № РОСС RU.ГБ05.B03092 от 12.05.2010 г. выдан НАНИО "ЦСВЭ". Руководство пользователя - ПИР.4011152.066 РП.
Термогигрометр ИВА-6 Б - утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в руководстве по эксплуатации (ЦАРЯ 7.772.001РЭ): ГОСТ 12997-84; ГОСТ 8.547-86 ГСИ; ГОСТ 8.558-93 ГСИ; ТУ 4311-011-77511225-2005.
Отбор капельной жидкости из газового потока прибором УГМК-4 производят с целью определения химического состава и типа воды. Химический состав воды определяется, в полевых условиях, анализатором жидкости кондуктометрическим лабораторным мультитестом КСЛ. Мультитест КСЛ предназначен для измерения удельной электрической проводимости жидкостей (УЭП), изготовлен по техническим условиям ТУ 4215-102-45444533-05 и соответствует требованиям ГОСТ 22171-90, внесен в Государственный реестр средств измерений под №36742-08, сертификат РИ.С.31.005.А№30269. Предоставление результатов измерения - в величинах удельной электрической проводимости (УЭП) и общего солесодержания в пересчете на хлористый натрий NaCl. Определение минерализации производится по NaCl (%). По содержанию NaCl определяется тип воды:
конденсационный тип (К) - NaCl≤1.0 г/л;
пластовый тип (П) - NaCl≤18.0 г/л;
техногенный тип (Т) - NaCl>18.0 г/л.
Составом других элементов, в условиях Крайнего Севера, можно пренебречь из-за их мизерного содержания.
Все измерения проводят с помощью передвижной лаборатории, без остановки скважин и выпуска газа в атмосферу. Отбор проб осуществляют на поверхности через гнездо для установки манометра (ВИ 15) в системе устьевой обвязки. Проводят замеры при долговременном стабильном режиме эксплуатации скважины.
Оценку качества газового потока (влагосодержание потока газа эксплуатационной скважины на предмет наличия воды в разных фазовых состояниях: паровой фазы и капельной фазы) проводят через пробоотборники при помощи индикаторных методов.
Инструменты оценки:
3
термогигрометр ИВА-6Б; паровая фаза; единица измерения - г/м;
3
"каплеотбойник" УГМК-4; капельная фаза, единица измерения капельной фазы - кг/м; цель - определение минерализации и типа капельной воды, выносимой газовым потоком на устье скважины.
Цель измерений термогигрометром ИВА-6Б следующая: произвести оценку содержания текущего значения, паровой фазы, несущей в себе информацию о наличии паров воды (в этом устойчивом физическом состоянии), в зоне отбора и на устье, в отобранной пробе газа, получая при этом значение, близкое к достоверному.
Паровая фаза несет информацию о наличии воды в пластовых термобарических условиях.
Паровая фаза - это устойчивая форма физического состояния воды. На поверхности производят осушку газа от паровой фазы с помощью химии, давлений и температур (на очистных сооружениях УКПГ), т.к. применение сепарационных установок, с целью отделения паровой фазы, не эффективно. Это говорит о ее устойчивом состоянии к различного рода механическим воздействиям.
Все неустойчивые состояния воды, в результате перепада давлений (ΔР=Рпл-Рзаб), выносятся из скважины газовым потоком в виде капли, которую отбирают на поверхности УГМК-4 для определения минерализации и типа воды, которые определяются на уровне оценки. Имея результат, оператор по добыче сам уже, выборочно, отбирает воду тем же способом и определяет химический состав в своей лаборатории.
Динамические характеристики (скорость и дебит) газового потока оценивают ультразвуковым расходомером газа (ПИР RG-601), предназначенным для измерения объемного (массового) расхода жидкостей и газов, протекающих по трубопроводу.
При определении влагосодержания в продукции газовых скважин можно использовать способ экспрессного определения влагосодержания [RU 2255218 C1].
В таблице приведены оценочные данные в ходе применения мониторинговых влагометрических исследований газового потока в эксплуатационных скважинах в целях поиска скважины-обводнительницы.
3
Qг - (ПИР) - оценочные измерения дебита газа прибором ПИР-RG-601 в процессе производства влагометрических исследований (графа 3; 5), т.м/сут;
3
Wг - оценочная паровая фаза, измеренная термогигрометром ИВА-6Б, г/м.
3
Скважины, интенсивно работающие дополнительной водой - это скважины, в которых разница между расчетным и замеренным значениями паровой фазы достигает 50% и более. В примере, приведенном в таблице, таким значением паровой фазы (1.0 г/м) отмечена скважина №1а (замер от 06.08.2012 г.), относительно соседних скважин и фоновых измерений. Длительная работа скважины с таким значением паровой фазы приводит к разрушению скелета породы, созданию песчаных пробок в стволе скважины, обводнению газоотдающего интервала, распространению фронта воды в соседние скважины в зоны с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Анализируя данные таблицы, установлено следующее.
Скважина №2 "а" вскрыла водоносные прослои; является наблюдательной за движением ГВК в кусте.
3
3
3
В скважине куста "а" появились признаки обводнения - значение паровой фазы в скважине 1 равно 1.0 г/м при фоновом значении паровой по залежи 0.45 г/м. При уменьшении депрессии значение паровой фазы в скважинах куста "а" сразу уменьшилось до 0.4-0.5 г/м. Наблюдательная скважина 2а резко уменьшила дебит, что ясно показывает на источник обводнения куста - скважина 2а. Остальные скважины куста несколько подняли дебит, в виду ограничения источника обводнения. Вывод: скважиной-обводнительницей является скважина 2а. C учетом текущей диагностики модели залежи скважины-обводнительницы (см. чертеж) рекомендовано проведение водоизоляционных работ с указанием дискретных интервалов воздействия в интервале 1085.0-1104.0 м.
Таким образом, инструментом поиска скважины-обводнительницы в действующем фонде является оценка, по каждой скважине, значений паровой фазы, скорости, дебита газового потока, отбора капельной воды в нем с выделением группы скважин с превышающими текущими оценочными значениями паровой фазы и их расчетных значений (W0.6=А/Р+В), изменении скорости, дебита, относительно плановых значений, с последующим мониторингом этой группы скважин для определения скважины-обводнительницы. В скважине-обводнительнице методом ядерной геофизики (комплексным прибором СНГК-Ш) определяют через плотностные характеристики - текущие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) разреза; литологию; характер насыщения (газ, вода, газ + вода); интервалы поступления пластовой воды в неоднородной тонкослоистой системе продуктивной толщи, то есть производят текущую диагностику модели объекта добычи.