СПОСОБ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений.

Известен способ контроля обводнения газовых и газоконденсатных месторождений в период их разработки, в соответствии с которым бурят разведочные скважины для отбора проб газа по всему разрезу продуктивного пласта. Затем определяют положение газоводяного контакта (ГВК), концентрации микроэлементов в отобранных пробах газа, после чего строят зависимость этих концентраций от расстояния между зоной вскрытия пласта и ГВК. Далее периодически отбирают газовые пробы из эксплуатационных скважин и по изменению концентраций микроэлементов в них судят о продвижении ГВК и обводнении скважин [Патент РФ №2125150].

Недостатком данного способа является его большая трудоемкость и высокая стоимость, так как для получения базового графика зависимости содержания микроэлементов от положения ГВК требуется провести исследование всей залежи. Далее, отбор проб на устье газовой скважины сопровождается выпуском газа в атмосферу, а следовательно, безвозвратными потерями газа и загрязнением окружающей среды. Кроме того, проведение химических анализов для определения концентрации редких элементов, например йода и брома, требует значительных материальных затрат.

Известен также способ контроля над режимом эксплуатации газовой скважины, при котором осуществляют периодический отбор проб выносимой из скважины жидкости. Далее определяют содержание общей жесткости, гидрокарбонатных, карбонатных ионов и ионов хлора, а о наличии обводнения судят по отношению суммарного содержания гидрокарбонатных и карбонатных ионов к величине общей жесткости [Патент РФ №1830413].

Недостатком данного способа является то, что исследование проб проводится вручную, в аналитической лаборатории промысла, что снижает оперативность контроля. Кроме того, анализу подвергается проба отсепарированной из продукции скважин воды. Она отбирается с помощью специального каплеотделителя, который на время забора пробы устанавливается на буфере газовой скважины или в вентиль на шлейфе. В зависимости от степени обводненности продукции скважины отбор пробы занимает время от нескольких часов до нескольких суток. Периодичность такого гидрохимического контроля составляет не реже 1 раза в квартал (но и не чаще).

Наиболее близким по технической сути к предлагаемому изобретению является способ контроля над процессом обводнения газовых скважин по патенту №2202692, включающий проведение стандартных газодинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b. При этом проводят анализ динамики этих коэффициентов во времени и строят соответствующий график, постоянно сравнивая полученные в результате исследований значение с предыдущими. Вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта делают по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Недостатком данного способа является использование для построения динамики коэффициентов фильтрации результатов текущих стандартных газодинамических исследований на стационарных режимах фильтрации. Эти исследования проводятся, как правило, два раза в год [Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1971, с. 57]. Таким образом, изменение состояния скважины внутри этого временного интервала никак не контролируется, что может привести к существенному уменьшению дебита скважин и ее самозадавливанию.

Задачей предлагаемого технического решения является создание способа контроля над процессом обводнения газовых скважин, позволяющего осуществлять мониторинг обводненности газовых скважин в режиме реального времени с минимальными эксплуатационными затратами.

Технический результат достигается путем диагностирования начала обводнения и предупреждения самозадавливания по значениям среднеквадратичных отклонений (СКО) температуры и давления, рассчитанных по результатам ежедневных замеров давления и температуры на устье скважины.

Цель изобретения - осуществление диагностирования начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания.

Поставленная цель достигается тем, что начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений некоторых характеристических коэффициентов, рассчитанных по результатам скважинных измерений, а именно значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и . Для этого осуществляют ежедневный замер давления и температуры на устье нормально работающих скважин и по результатам этих замеров за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и , которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления и наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий , , диагностируют начало обводнения скважины, а затем, анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий , , диагностируют самозадавливание скважины.

Обычно для контроля за процессом обводнения газовых скважин либо каким-либо способом отбирают пробы скважинной жидкости и проводят ее химический анализ, либо используют данные периодически проводимых газодинамических исследований (ГДИ). В предлагаемом способе используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определение среднеквадратичных отклонений температуры и давления - при разных режимах работы скважины и их сравнение.

Техническая целесообразность предлагаемого метода заключается в отсутствии необходимости установки на скважине каких-либо дополнительных устройств, а экономическая - в сокращении потерь за счет уменьшения дебита скважины и ее остановки вследствие самозадавливания, а также отсутствия капитальных вложений для реализации способа.

Технический результат предлагаемого изобретения:

- оперативное обнаружение начала обводнения скважины;

- повышение надежности эксплуатации газовых скважин за счет предотвращения самозадавливания.

Заявленный технический результат обеспечивается следующим образом.

Оперативное обнаружение начала обводнения скважины обеспечивается за счет того, что для расчета СКО температуры и давления используются данные уже установленной на скважине системы телеметрии, работающей в штатном режиме.

Повышение надежности эксплуатации газовых скважин достигается за счет того, что контроль процесса обводнения и, следовательно, предупреждения процесса самозадавливания скважины ведется в режиме реального времени и поэтому позволяет своевременно принять необходимые меры для предотвращения незапланированных простоев фонда скважин.

На фиг. 1 представлен тренд температуры и давления для нормально работающей скважины; на фиг. 2 представлен тренд температуры и давления для начала обводнения скважины; на фиг. 3 представлен тренд остановки газовой скважины при самозадавливании; на фиг. 4 представлены результаты измерений температуры и давления на скважине №2 (нормально работающая); на фиг. 5 представлены результаты измерений температуры и давления на скважине №5 (начальная стадия обводнения); на фиг. 6 представлен процесс самозадавливания скважины №4.

Способ реализуется следующим образом.

Измерение давления и температуры на устье скважины производят посредством любого установленного на скважине преобразователя, например регистратора технологических параметров РТП-4 или многопараметрического интеллектуального датчика MVT 3808-30A.

Для определения образцовых характеристических значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и используют результаты замеров нормально работающих скважин за определенный период времени, позволяющий однозначно утверждать, что скважина эксплуатируется в нормальном установившемся режиме, например, за месяц. Для таких скважин значения температуры и давления испытывают очень незначительные колебания, т.е. практически постоянны (фиг. 1). Поэтому рассчитанные по ним значения СКО температуры и давления с течением времени при промежуточном сравнении будут постоянны и приблизительно одинаковы .

Затем по результатам ежедневных замеров температуры и давления наблюдаемых скважин также с некоторой периодичностью определяют значения СКО температуры и давления и и сравнивают их с характеристическими значениями и друг с другом. Периодичность замеров определяется режимом работы установленной на скважине системы телеметрии и может находиться в диапазоне, например, от 1 до 30 минут.

Обводнение сопровождается перепадами температуры и уменьшением давления (фиг. 2). Уменьшение давления объясняется тем, что происходит рост гидравлического сопротивления и газ не способен пробиваться сквозь накопленную жидкость с прежней силой. Значительные перепады температуры объясняются уменьшением расхода газа вследствие накопления жидкости в скважине. Это, в свою очередь, вызывает уменьшение тепловой инерции объекта и увеличение амплитуды колебаний температуры.

Следовательно, при вычислении СКО температуры и давления результаты в этом случае будут следующие:

1) СКО температуры в процессе обводнения скважины увеличится из-за значительных колебаний температуры и будет существенно отличаться от характеристического значения ;

2) СКО давления в процессе обводнения скважины также будет увеличиваться из-за его постепенного уменьшения, т.е. ;

3) СКО температуры будет больше СКО давления, так как при обводнении скважины перепад температуры более существенен, чем давления: .

Таким образом, начало обводнения в наблюдаемой газовой скважине диагностируют в том случае, когда одновременно выполняются два условия: значения СКО по обоим параметрам становятся больше соответствующих характеристических значений , , а значение СКО по температуре становится больше значения СКО по давлению .

Снижение пластового давления приводит к увеличению влагосодержания газа, при этом скорость движения газа и массовый расход со временем уменьшаются до критических значений, при которых поток газа не в состоянии выносить скапливающуюся в скважине жидкость. При этом происходит постепенное накопление жидкой фазы в соединительных трубопроводах и на забоях скважин. Это приводит к росту гидравлического сопротивления системы сбора газа в целом, снижению давления на устьях скважин и к возможности их самозадавливания. Оно происходит, когда давление резко понижается до минимального значения, при котором скважина полностью останавливается (фиг. 3). Перепады температуры при этом еще больше возрастают, т.к. расход в этом случае вообще стремится к нулю.

В этом случае вычисление СКО температуры и давления даст следующие результаты:

1) СКО температуры в процессе обводнения скважины и остановки вследствие самозадавливания продолжит увеличиваться, т.е. станет больше значения, соответствующего началу обводнения, ;

2) СКО давления в процессе обводнения скважины также будет увеличиваться, поскольку происходит постепенное его уменьшение до минимального значения, и при самозадавливании станет намного больше СКО при начале обводнения, ;

3) СКО температуры будет меньше СКО давления, т.к. при самозадавливании скважины перепад давления более существенен, чем температуры: .

После диагностирования начала обводнения анализируют динамику изменений СКО по обоим параметрам и при их дальнейшем увеличении (, ), сопровождающемся превышением значения СКО по давлению над значением СКО по температуре (), диагностируют самозадавливание скважины.

Пример конкретной реализации способа.

Предложенный способ апробирован на скважинах №№1-5 куста 510 Уренгойского месторождения.

Для определения образцовых характеристических значений СКО температуры и давления были использованы замеры температуры и давления на устье трех скважин №№1, 2, 3 с нормальным режимом эксплуатации. Эти скважины оснащены регистраторами технологических параметров типа РТП-4. Полученные данные для скважины №2 представлены в графическом виде, на фиг. 4 - в качестве примера.

Результаты обработки экспериментальных данных по всем трем скважинам приведены в таблице 1.

Затем были проведены замеры устьевых параметров двух скважин (№№4, 5) в начальной стадии обводнения. Это состояние было создано искусственно закачкой в скважину водометанольной смеси. График изменения давления и температуры для одной из них приведен на фиг. 5, а результаты для обеих скважин - в таблице 2.

На фиг. 6 показаны графики изменения температуры и давления для случая самозадавливания скважины. Этот режим, как и в предыдущем случае, также был создан искусственно. Возникновение самозадавливания устанавливалось по показаниям диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ), который установлен на каждой скважине. Результаты расчета СКО для этого случая приведены в таблице 3.

Как видно, для диагностирования обводнения газовой скважины достаточно определить среднеквадратичное отклонение температуры и давления нормально работающей скважины. Как только эти значения увеличиваются и СКО температуры начинает превышать СКО давления (), можно диагностировать начало обводнения скважины. Дальнейшее увеличение СКО обоих параметров и изменение соотношения СКО температуры и давления на обратное () позволяет диагностировать полное обводнение и самозадавливание скважины.

Таким образом, реализация предложенного способа не требует установки каких-либо дополнительных устройств на скважине, проведения дорогостоящих гидрохимических анализов и газодинамических испытаний. Мониторинг состояния скважины ведется в режиме реального времени, что позволяет диагностировать обводнение на самой ранней стадии. Это обеспечивает снижение затрат на эксплуатацию газовых скважин.