В настоящее время весьма актуален вопрос по получению достоверной информации о забойном и пластовом давлении в механизированных скважинах, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором, в которых производится выпуск газа из затрубного пространства в линию. В таких работающих скважинах в затрубном пространстве находится газожидкостная смесь, плотность которой не известна, что не позволяет произвести точный пересчет динамических уровней в забойные давления. Для решения данной проблемы нефтедобывающие предприятия используют термоманометрические системы (ТМС), размещаемые в ПЭД или глубинные приборы расположенные под насосом. В этом случае получают достоверную информации о давлении на глубине спуска насоса за весь межремонтный период механизированной скважины. Первый метод нашел широкое применение в республике КОМИ и Западной Сибири, второй в Пермском Крае. Использование этих методов позволяет в режиме реального времени оперативно и более результативно управлять системой разработки месторождений.
«Универсал-Сервис» уже достаточно давно использует собственную разработку технологии спуска прибора под насос: эта разработка - неподвижно расположенный прибор под насосом скважины, оборудованной любыми насосами (ЭЦН, ШГН и ВНН). Следует заметить, датчик ТМС устанавливается только на скважинах оборудованных ЭЦН.
Данный прибор предназначен для диагностических исследований скважин и позволяет производить измерение значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости и регистрацию результатов измерений в энергонезависимой памяти, а также одновременно передавать данные по геофизическому кабелю в компьютер (через интерфейсный блок). Участие оператора сводится только к периодическому (один раза в месяц) считыванию информации из памяти прибора, ее передачу по каналам электронной связи и перепрограммированию прибора.
Прибор обеспечивает выполнение следующих функций:
-
долговременный мониторинг скважины без подъемника (достаточно одного спуска)
-
работа по геофизическому кабелю в процессе спуска/подъема и во время нахождения прибора в скважине
-
долговременная автономная работа прибора
-
возможность периодического считывания информации из памяти прибора, не прерывая запись в течении нескольких лет
-
возможность многократного программирования/считывания информации, не извлекая прибор из скважины
-
возможность спуска/подъема с помощью скребковой проволоки или геофизического кабеля
-
одновременное измерение и запоминание в энергонезависимой памяти значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости в скважине
-
время работы без замены элемента питания до 5 лет
-
возможность выборочного включения датчиков
-
запуск от кнопки, установленного времени или превышения давления
-
долговременное хранение зарегистрированных результатов исследований энергонезависимой памяти
-
передача данных в персональный компьютер для анализа и печати отчета
-
для связи с компьютером и программирования не требует вскрытия
-
конструкция прибора исключает открывание корпуса прибора без стравливания внутреннего давления
Глубинный автономный прибор
Использование глубинных приборов под насосом нашло широкое применение на месторождениях Заказчиков. Данный метод позволяет получать информацию о работе скважин с приборов расположенных под насосом на весь межремонтный период. По этой технологии прибор размещается под насосом, связь с прибором осуществляется по геофизическому кабелю, информация с заданной дискретностью сохраняется в памяти прибора, рис 1.
Рисунок 1. Схема расположения неподвижного прибора под погружным насосом
- Кабельный ввод
- Планшайба
- Обсадная колонна
- НКТ
- Кабель глубинного прибора
- Кабель глубинного насоса
- Уровень в затрубном пространстве
- Глубинный насос
- Пенал с глубинным прибором
- Продуктивный пласт
Основная задача, решаемая по этому методу - это получение данных о давлениях на приеме насоса в течение всего межремонтного периода, получение более качественной информации об изменении давления в скважине при проведении гидродинамических исследованиях в частности при исследованиях методом восстановления давления (КВД), рис.2.
Приведенная на рис.2 динамика изменения забойного давления позволяет отследить все процессы, проходящие в залежи, в районе данной скважины. Кроме того, получаем качественную КВД при проведении ГДИС.
«Универсал-Сервис» широко использует глубинные приборы для получения информации с нижнего объекта, находящегося под пакером в скважинах с одновременно раздельной эксплуатацией (ОРЭ) двух объектов на месторождениях Заказчиков. Для примера приведена одна из скважин ОРЭ (рисунок 3). В таких скважинах иначе не получить информацию об энергетическом состоянии по нижнему объекту в режиме on-line.
Рисунок 2 Динамика изменения забойного давления в действующей скважине в течении трех лет
Рисунок 3 Инструментальные замеры давления по нижнему объекту в скважине эксплуатирующей одновременно раздельно два объекта
Таким образом, используя глубинные приборы, специалисты «Универсал-Сервис» получают достоверную информацию об энергетическом состоянии разрабатываемых пластов и залежей, используя результаты ГДИС, получают более представительные данные о фильтрационных характеристиках вскрытых коллекторов при обработке в современных программных продуктах.
Кроме того, «Универсал-Сервис» предлагает использовать информацию получаемую с глубинных приборов и по второму направлению. В последние годы на месторождениях «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используется технология эксплуатации скважин с выпуском газа из затрубного пространства в линию. В таких условиях эксплуатации скважин вопрос уточнения плотностей для расчета реальных (близких к реальным) забойных и пластовых давлений становится актуальным. Оценить плотности газожидкостной смеси до недавнего времени было практически не возможно, так как для этого нужны прямые замеры давления на приеме насосов и ниже. Использование датчиков ТМС или глубинных приборов под насосом помимо основной задачи позволяет получить ответы о плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважин.
Для этого на скважинах, где спущены приборы под насос периодически, как правило, при считывании информации производится определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Кроме того, по некоторым скважинам в процессе исследования методом восстановления давления (КВД) производилось отслеживание восстановления уровня в затрубном пространстве. Получив одновременно информацию о давлении на глубине приема насоса, динамическом или статическом уровнях, зная затрубное давление, нетрудно определить плотность газожидкостной смеси в интервале от уровня до приема насоса. Получив, таким образом, данные о плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве по достаточному количеству скважин, появляется возможность ее оценки.
Для примера приведем данные по Озерному месторождению, где накоплена информация в достаточном объеме, чтобы выявить зависимость распределения плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве. В результате, специалистами «Универсал-Сервис» получена зависимость плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от высоты столба жидкости над насосом, рисунок 4.
Данная зависимость показывает, что плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве зависит от высоты столба жидкости над насосом и значительно ниже плотности пластовой нефти при высоте столба ниже 500 метров.
Рис.4 Зависимость плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от высоты столба жидкости во время работы и накопления по скважинам Озерного месторождения, пласты Бш и Фм
Для сравнения с полученными данными, в таблице № 5 приведены некоторые свойства пластовой нефти по Озерному месторождению.
месторождение |
пласт |
Рнас,
атм |
Газосодержание,
м3/т |
Плотность пластовой нефти, гр/см3 |
Плотность дегазированной нефти, гр/см3 |
Озерное |
Бш |
138,4 |
53,8 |
0,804 |
0,839 |
|
Фм |
110,7 |
136,7 |
0,727 |
0,831 |
Такая информация позволяет получить объективное представление о процессах, протекающих в стволе действующей скважины при различных забойных давлениях.
Кроме того, специалистами «Универсал-Сервис» получены данные о характере изменения плотность газожидкостной смеси после остановки скважины на КВД (КВУ), рисунок 6. Из приведенного рисунка видно, что плотность в течении первых 48 часов стремится к плотности пластовой нефти, после чего прекращает меняться.
Рис.6 Изменение плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважин после остановки на КВД Озерное месторождение
«Универсал-Сервис», используя и внедряя глубинные приборы под насосом, получает и предоставляет Заказчикам не только информацию об энергетическом состоянии в районе скважины, фильтрационных параметрах коллектора, но и дополнительно получает информацию о плотности газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважин. Использование этих данных при пересчете уровней дает более точные значения расчетных забойных или пластовых давлений по механизированным скважинам, не оборудованным глубинными приборами или датчиками ТМС.