СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ПЛАСТОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ В НЕФТЯНОЙ ИЛИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована при определении дебитов в нефтяной или газовой скважине, имеющей многопластовые объекты.
Известно устройство для определения дебита пластов, представляющее собой установленный в работающей скважине или в отводящей трубе на поверхности расходомер со счетчиком, с которого снимается информация о зафиксированном расходе, принимаемая в качестве дебита пластов (Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. М: Недра, 1962; Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003).
Недостаток известного устройства заключается в том, что оно измеряет суммарный дебит всех пластов и не позволяет выделить дебит каждого отдельного пласта.
Известно также устройство для определения дебита пластов при эксплуатации многопластовых объектов в нефтяной или газовой скважине, принятое за прототип. Устройство по прототипу включает исследовательские приборы (дебитомеры), устанавливаемые в скважину на закрепленных над кровлей каждого пласта пакерах для записи параметров флюида (см. RU 2243374 С1, МПК Е21В 47/10, 27.12.2004).
Вследствие использования пакеров известное устройство имеет следующие недостатки:
- пакеры являются сложным и дорогим устройством;
- установка пакера также сложная и дорогостоящая, так как требуются механизмы для расширения и закрепления пакера;
- при установке пакера в скважине он не всегда фиксируется в заданной точке и скользит по стволу скважины, в результате чего измеренные параметры флюида оказываются не точными;
- смещение пакера не позволяет подвесить на нем значительное количество исследовательских приборов, в результате чего измеряется и исследуется недостаточное количество параметров флюида;
- недостаточное количество измеренных параметров флюида снижает точность определения дебита пластов, так как нет возможности сравнить результаты разных измерений.
Кроме того, для определения дебита в известном устройстве используются дебитомеры, то есть приборы, измеряющие показания непосредственно дебита, без учета комплекса целого ряда прочих прямых и косвенных факторов, которые позволяют дать более полную и достоверную информацию о параметрах флюида.
Задачей изобретения является устранение указанных недостатков.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенной полезной модели, является повышение точности определения дебита одновременно каждого из пластов многопластового объекта в процессе добычи нефти или газа, а также снижение затрат на установку приборов и удешевление устройства.
Указанный технический результат достигается тем, что устройство для определения дебита пластов при эксплуатации многопластовых объектов в нефтяной или газовой скважине включает якори, закрепленные над каждым пластом в первом от пласта муфтовом зазоре колонны, и исследовательские приборы, устанавливаемые на якорях над кровлей каждого пласта для одновременного измерения и записи ряда параметров флюида - расхода, температуры, давления, влажности, плотности, используемых для прямого или косвенного определения дебита или суждения о нем по отличающимся параметрам соседних пластов.
Якори являются простым и недорогим устройством, а их установка в скважину и снятие из скважины являются простой и недорогой операцией, что обеспечивает удешевление всего устройства и технологии в целом.
Закрепление якорей в муфтовых зазорах колонны является надежной их фиксацией, что позволяет установить на якори требуемое количество исследовательских приборов и исследовать запланированное количество параметров флюида.
Закрепление якорей над каждым пластом в первом от пласта муфтовом зазоре колонны позволяет точно выполнять их установку и точно записывать параметры флюида на фиксированном расстоянии от пласта, что гарантирует максимальную достоверность фиксируемых параметров и максимальную достоверность выполняемого анализа на их основе с целью определения дебита пластов.
Установка приборов на якорях над кровлей каждого пласта позволяет измерять параметры технологического процесса добычи нефти непосредственно над каждым пластом, что тоже повышает точность измерений.
Одновременное измерение и запись ряда параметров флюида - расхода, температуры, давления, влажности, плотности, используемых для прямого или косвенного определения дебита или суждения о нем по отличающимся параметрам соседних пластов, позволяет проанализировать и технологический процесс, и следующую из него величину дебита наиболее полно и всесторонне, сравнивая результаты измерений по разным параметрам, а затем принять наиболее эффективные меры для повышения дебита.
Предложенное устройство представлено на схеме. Оно содержит якори 1, закрепленные над каждым пластом в первом от пласта муфтовом зазоре 2 колонны, и исследовательские приборы 3, устанавливаемые на якорях 1 над кровлей каждого пласта.
Устройство работает следующим образом.
На поверхности скважины на каждый из якорей 1, предназначенных для установки над каждым из исследуемых пластов, устанавливают исследовательские приборы 3. Затем якори 1 с приборами 3 поочередно опускают в скважину на геофизическом кабеле и устанавливают с помощью электрического привода над пластами, начиная от нижнего пласта и поднимаясь вверх. При этом якори 1 закрепляют в первом от каждого пласта муфтовом зазоре 2 колонны. После установки над всеми пластами якорей 1 с включенными в работу приборами 3 геофизический кабель удаляют из скважины.
Затем на насосно-компрессорных трубах (НКТ) в скважину опускают добычной насос, который устанавливают выше верхнего якоря 1, чтобы не повредить его. Включают в работу добычной насос, и подвешенные над кровлей пластов приборы 3 начинают фиксировать параметры флюида - расход, температуру, давление, влажность, плотность и тому подобные параметры, предусмотренные для измерения многопараметровыми приборами.
Через несколько недель или месяцев в соответствии с планом работ добычной насос останавливают, извлекают его совместно с НКТ, а затем поочередно, начиная с верхнего, извлекают якори 1 с приборами 3.
Записанную исследовательскими приборами 3 информацию анализируют для прямого или косвенного определения величины дебита или суждения о нем по отличающимся параметрам соседних пластов. Например, дебит отдельных пластов определяют по параметрам расхода жидкости, записанными расходомерами. Показания расходомера, установленного над нижним пластом, принимают за общий дебит нижнего пласта. Для определения дебита следующего, то есть второго снизу пласта, принимают показания расходомера, установленного над вторым пластом, в качестве общего дебита, зафиксированного над этим пластом. Затем из этого общего дебита вычитают общий дебит нижнего пласта. Разность между указанными дебетами будет определять дебит второго снизу пласта.
Для третьего пласта дебит определяют, вычитая из общего дебита, зафиксированного расходомером над третьим пластом, общий дебит, зафиксированный расходомером над нижележащим вторым пластом.
Для четвертого, пятого и последующих пластов дебит определяют аналогичным образом, вычитая из общего дебита, зафиксированного над контрольным пластом, общий дебит, зафиксированный над нижележащим пластом.
Зафиксированная над каждым пластом температура флюида является прямой качественной характеристикой поведения флюида в скважине и в каждом пласте отдельно: например, если температура флюида над контрольным пластом выше, чем над нижележащим пластом, то это означает, что контрольный пласт выдает флюид в скважину. Если же температура флюида над контрольным флюидом ниже, чем над нижележащим пластом, то это означает, что контрольный пласт не выдает, а принимает флюид из скважины.
Гидростатическое давление флюида в скважине над каждым пластом будет пропорциональным глубине скважины в точке его измерения. Однако динамическое давление потока флюида в его фронте над каждым пластом будет пропорциональным дебиту пластов. Например, если динамическое давление над вышележащим пластом будет выше, чем над нижележащим, то качественно это будет означать, что контрольный пласт выдает флюид в скважину. Если же динамическое давление над вышележащим пластом будет ниже, чем над нижележащим, то качественно это будет означать, что контрольный пласт не выдает флюид в скважину, а, напротив, принимает его из скважины.
По отличающейся влажности над каждым пластом также судят о том, функционирует пласт в ту или иную сторону либо не функционирует. При этом как выдача флюида в скважину, так и прием флюида из скважины в пласт приводят к изменению влажности. А отличить прием флюида от его выдачи можно также по характеристикам любых других параметров, в том числе и по расходу: если расход увеличился, значит пласт выдает флюид в пласт, и наоборот. При этом по выдаче или приему флюида и по увеличению или уменьшению влажности судят о влажности конкретного пласта.
По изменению плотности флюида также судят о том, функционирует контрольный пласт или нет.
Подобным образом могут быть использованы для анализа процесса добычи любые другие измеренные параметры флюида.
Таким образом, все параметры взаимосвязаны, и чем их больше, тем точнее результаты измерений и анализа. Анализ всех параметров в итоге приводит к одному выводу о поведении контрольного пласта.
Данные исследовательских приборов 3 о поведении каждого пласта при эксплуатации многопластовых объектов позволяют принять меры по увеличению дебита отдельных пластов и скважины в целом. Например, не выдающие флюида пласты могут быть подвергнуты стимулирующей обработке или изолированы от скважины. Недостаточно функционирующие пласты могут быть также подвергнуты интенсифицирующему воздействию для увеличения их дебита.
Установку в скважине якорей 1 с приборами 3 для записи параметров флюида в процессе добычи нефти и газа выполняют постоянно или периодически, в зависимости от поставленных производственных задач.