СПОСОБ И УСТАНОВКА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей.

Для оценки контроля добычи нефтяных скважин в настоящее время могут быть использованы технологии на базе геологических прогнозных моделей подземного пласта [8-13]. Однако эти технологии достаточно сложны, громоздки и представляют интерес, в основном, для научных исследований и гипотез, а не предназначены для конкретного промышленного применения в практической эксплуатационной нефтяной добыче.

Известные устройства (например, [6-7]) для измерения дебита нефтяных скважин касаются только определения общей продукции и не применимы для оценки попластового дебита многопластовых залежей.

Ряд известных технических средств (например [4, 5]) рассматривают варианты по регулированию и интенсификации скважинной добычи, но не затрагивают процессов контроля и оценки дебита скважин. Способ [3] относится к разработке многопластовых нефтяных залежей, однако технология определения дебита также не затрагивается.

Известные способ и установка [2] контроля и эксплуатации скважин делают акцент на контроле суммарного дебита и оценке расхода рабочей жидкости (производительности струйного насоса), но не рассматривают процесс определения количественной дифференцированной оценки общего и попластового дебита.

Апробированная структура эксплуатационных установок по контролю за дебитом скважин предложена в [1, 5].

Способ контроля дебита эксплуатационных скважин, реализуемый устройством [1], заключается в том, что в скважине размещают скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа, посредством скважинного кабеля соединяют средство ГИС с поверхностным аппаратурным модулем, в который включают последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, и определяют газонасыщенность призабойной зоны пласта скважины, по которой судят о величине суммарного дебита на устье скважины.

Установка [1], принятая за прототип, содержит скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, связанное каротажным кабелем с поверхностным аппаратурным модулем, включающим последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, выполненный с возможностью определения газонасыщенности призабойной зоны пласта в скважине, причем в качестве датчиков скважинного средства ГИС выбраны датчики радиоактивного каротажа.

Установка [1] реализует способ выделения положения в скважине отдающих (работающих) нефтяных пластов, однако не позволяет количественно детерминировать оценку дебита отдельных пропластков, составляющих пласты в разрезе скважины, и попластовое распределение суммарного дебита скважины по пропласткам.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в создании на основе выявленной эмпирически линейной связи между дебитами нефти и газа способа и установи, позволяющих без дополнительных измерений в скважине определять распределение суммарного дебита по пропласткам и детерминировать количественную оценку попластового дебита нефти.

Основной технический результат заявленного изобретения - обеспечение точного и достоверного контроля и количественной дифференцированной оценки распределения попластового дебита по пропласткам при реализации синергетической технологичности установи без ее усложнения и без дополнительных наземно-скважинных средств и операций. Способ и установка позволяют повысить эффективность выработки залежей с недостаточно извлеченными ресурсами углеводородов и выявить низкодебитные отдающие пропластки (дебитом менее 0,5 т/сут). Сопутствующим результатом может служить дополнительная информация о литологии по разрезу скважины.

Технический результат при выполнении способа контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин достигается следующим образом.

Способ включает операции: в скважине размещают скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа. Посредством скважинного кабеля соединяют средство ГИС с поверхностным аппаратурным модулем, в который включают последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений. Определяют газонасыщенность призабойной зоны пласта скважины, по которой судят о величине суммарного дебита на устье скважины.

Отличительной особенностью способа является то, что выполняют контроль как суммарного дебита Q_∑ на устье скважины по всему пласту толщиной так и контроль попластового дебита Q_i i-х (i=1, 2, …, m) интервальных пропластков толщиной h_i. При этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность K_гi пропластков, снабжают датчиками пористости K_пi и толщины h_i пропластков. Количественную оценку дебита Q_i каждого пропластка формируют в соответствии с выражениями

где Q_i - количественная оценка дебита i-го пропластка;

Q_∑ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;

K_гi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;

K_пi - пористость i-го пропластка;

h_i - толщина i-го пропластка;

i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1, 2, …, m).

Технический результат при использовании установки для контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин достигается следующим образом.

Установка имеет следующие общие с прототипом признаки.

Установка содержит скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, связанное каротажным кабелем с поверхностным аппаратурным модулем, включающим последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, выполненный с возможностью определения газонасыщенности призабойной зоны пласта в скважине. Причем в качестве датчиков скважинного средства ГИС выбраны датчики радиоактивного каротажа.

Отличительными от прототипа [1] существенными признаками заявляемого объекта, обеспечивающими достижение указанного технического результата, являются следующие.

Установка выполнена с возможностью контроля как суммарного дебита Q_∑ на устье скважины по всему пласту толщиной так и контроля пропластового дебита Q_i i-х (i=1, 2, …, m) интервальных пропластков толщиной h_i. При этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность K_гi пропластков, снабжено датчиками пористости K_пi и толщины h_i пропластков. Блок обработки измерений дополнительно включает формирователь количественной оценки дебита Q_i каждого i-го пропластка, входы которого через блок измерения соединены с выходами датчиков средства ГИС, причем формирователь количественности оценки дебита Q_i каждого пропластка выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм в соответствии с выражениями

где Q_i - количественная оценка дебита i-го пропластка;

Q_∑ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;

K_гi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;

K_пi - пористость i-го пропластка;

h_i - толщина i-го пропластка;

i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1, 2, …, m).

На фиг. 1 приведена общая конструктивная схема установки для контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин. На фиг. 2 представлена общая схема выполнения способа.

Использованы следующие обозначения:

1 - скважина;

2 - скважинное средство ГИС;

3 - датчики параметров скважины;

4 - каротажный кабель;

5 - поверхностный аппаратурный модуль;

6 - блок измерений;

7 - блок обработки измерений;

8 - формирователь количественной оценки дебита Q_i каждого i-го пропластка;

9 - устройство для контроля суммарного дебита Q_∑ на устье скважины.

Фиг. 3 и фиг. 4 иллюстрируют эмпирически выявленную линейную связь между дебитом нефти Q_∑ (т/мес.) и дебитом газа Q_г (м³/мес.) месторождений Ключевое и Ново-Дмитриевское (Кубань), которая принята в качестве концептуальной предпосылки для заявленного изобретения.

Способ и работа установки основаны на том, что при эксплуатации нефтяных месторождений в условиях снижения забойного давления увеличивается газосодержание призабойной зоны пласта. Изменение газонасыщенности призабойной зоны пласта обнаруживается по радиоактивному каротажу вследствие колебаний содержания водорода (газонасыщенности) среды: радиоактивность будет тем выше, чем больше газонасыщенность или меньше водородосодержание измеряемого пласта. Таким образом, измеряя газонасыщение нефтяной скважины можно выделить работающие (отдающие) нефтяные пласты (см., например, [1]).

При этом эмпирически выявленная линейная связь (фиг. 3, 4) между дебитом нефти и дебитом газа является концептуальной предпосылкой для дифференцированной количественной оценки попластового дебита и точного и достоверного контроля дебита скважины по пропласткам.

Зависимость дебита Q от параметров скважины (газонасыщенность К_г, пористость К_п пласта и его толщина h) в общем виде может быть записана в виде конкатенации

(К_г⋅К_п⋅h)→Q.

Зная суммарный дебит Q_∑ нефти по скважине, распределение Q_i его по i пропласткам, составляющим пласт в разрезе скважины, (i=1, 2, …, m), можно определить из выражений (1), (2).

Работа установки (фиг. 1) при осуществлении способа (фиг. 2) контроля дебита нефтяных скважин заключается в следующем.

Данные о параметрах скважины с размещенного в скважине 1 средства 2 ГИС с группой датчиков 3 радиоактивного каротажа и дополнительных датчиков пористости и толщины пропластков посредством каротажного кабеля 4 поступают в поверхностный аппаратурный модуль 5 и, далее, через блок 6 измерений - в блок 7 обработки данных измерений. В блоке 7 обработки данных измерений формирователь 8, выполненный в виде вычислительного устройства, по данным об измеряемом устройством 9 суммарном дебите Q_∑ скважины и по данным о коэффициенте К_гi газонасыщенности, о пористости К_пi и о толщине h_i i-го пропластка реализует алгоритм количественной дифференцированной оцени дебита Q_i каждого i-го пропластка в соответствии с выражениями (1), (2).

Технология и средства определения параметров скважины могут быть выполнены, например, аналогично рассмотренным в RU 2205427 С2, 27.05.2003; RU 2331089 С2, 10.08.2008; датчики радиоактивного каротажа по тепловым нейтронам, позволяющие определять газоносность пласта скважины, описаны в [1, 5]. Примеры выполнения устройств контроля суммарного дебита Q_∑ на устье скважины приведены в [2, 6, 7].

Таким образом, из описания способа и установки следует, что достигается их назначение с указанным техническим результатом, который находится в причинно-следственной связи с совокупностью существенных признаков способа и установки.

На основании предложенной технологии выполнены исследования на ряде объектов Краснодарского края и установлены дополнительные запасы нефти, а также низкодебитные отдающие пропластки, что подтверждает валидность и промышленную применимость предложенной группы технических решений.

ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИ

I. Прототип и аналоги:

1. RU 23001 U1, 10.05.2002 (прототип).

2. RU 2084623 С1, 20.07.1997 (аналог).

3. RU 2015110607 А, 20.05.2016 (аналог).

II. Дополнительные источники по уровню техники:

4. RU 15117 U1, 20.09.2000.

5. RU 25760 U1, 20.10.2002.

6. RU 76070 U1, 10.09.2008.

7. RU 77348 U1, 20.10.2008.

8. RU 2462755 С2, 27.09.2012.

9. US 2009119018 А1, 07.05.2009.

10. US 2009187391 A1, 23.07.2009.

11. US 2010/0082258 A1, 01.04.2010.

12. RU 2014147670 A1, 10.07.2016.

13. RU 2016101080 A1, 10.12.2016.