автор - Г.А. Павленко, С.В. Мрозовская
ОАО "ОЭГ "Петросервис"
источник: Журнал "НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ"
АО "Петросервис" представляет технические средства, программные продукты, методику производства и оснастку для проведения работ по непрерывному гидродинамическому мониторингу за процессом разработки месторождений нефти, газа и воды. И все это с целью получения непрерывной во времени, объективной по своему содержанию, информации о величине забойного и пластового давления в эксплуатационных скважинах, плотности добываемого флюида, его обводненности (конденсатного фактора).
Поставленная задача решается путем спуска ниже или выше приема ГНО (низа воронки НКТ) автономного измерительного комплекса, содержащего в своем составе два высокоточных датчика давления, установленных на измерительной базе от 4 до 100 м, одного или двух датчиков температуры и индикаторного датчика влагосодержания, который крайне необходим для газовых скважин.
Особенностью данного типа измерений является то, что они выполняются в дискретно непрерывном режиме с интервалом 15–45 мин в течение 200–500 суток (межремонтный период работы ГНО) без подъема аппаратуры на поверхность (Рис. 1; 2 (а, б, в, г)).
Связь с установленной в скважине измерительной аппаратурой осуществляется по кабелю, прикрепленному к внешней поверхности лифтовых труб специальными протекторами (клямсами). Информация об измеряемых параметрах накапливается в твердотельной энергонезависимой памяти устройства и периодически по линии связи (каротажному кабелю, укрепленному на НКТ) передается на поверхность раз в 3–45 суток. Информация по каждому измеряемому параметру хранится в памяти с привязкой к текущему календарному времени (год, месяц, день, час, минута, секунда).
Выполняя прямые измерения текущего значения забойного давления и температуры в двух точках, имеется возможность осуществлять в дискретно-непрерывном режиме вычисление обводненности, плотности флюидов или газа и конденсатный фактор на забое скважин, а в период остановки добычи по любым причинам технического или аварийного характера, автоматически осуществлять измерение истинного значения пластовой температуры и давления в соседних эксплуатационных скважинах, а также проводитьгидропрослушивание на конкретном участке месторождения.
В режиме циклического заводнения проводится гидропрослушивание между добычной наблюдательной скважиной, где спущена измерительная аппаратура, и скважиной ППД, что позволяет оценить степень влияния работы конкретной нагнетательной скважины на работу наблюдательной.
Мы рекомендуем нефтедобывающим предприятиям создавать систему эксплуатационных наблюдательных скважин с установкой аппаратуры контроля забойных гидродинамических параметров, равномерно располагая по месторождению из расчета одна наблюдательная скважина с аппаратурой измерения на 15–20 эксплуатационных. В качестве наблюдательных эффективно использовать скважины горизонтальные и после ГРП или другие, с высоким дебитом.
Также наряду со стационарными системами измерений обводненности и плотности флюидов, мы предлагаем модифицированную аппаратуру для исследования скважин в процессе освоения, которая содержит два датчика давления и температуры, установленные на базе от 1 до 6 метров и позволяет регистрировать Р1, Р2 , ∆Р и Т1, Т2 , ∆Т (аномальный параметр), ГК, МЛМ, дебит (Q), обводненность (W).
Данная аппаратура позволяет однозначно определять давление насыщения скважинного флюида газом, точно определять границу ВНК, ГВК, ГНК в стволе скважины, кровлю и подошву работающих интервалов, оценить плотность флюида в скважине, не прибегая к системам измерения с радиоактивными источниками.
Для обработки данных манометрии применяется программа "DENSITY".
Программа "DENSITY" обеспечивает вычисление плотности притекающей жидкости и коэффициент обводненности продукции в статическом и динамическом режиме в стволе скважины.
Использование данной программы актуально для обработки данных автономных манометров, регистрация
которых производилась в процессе работы скважины. Установка манометров осуществляется на лифтовых
трубах выше, и на каротажном кабеле - ниже ГНО или воронки лифтовых труб при фонтанном способе эксплуатации скважин.
Входными данными являются значечия давления и значения времени замера, зарегистрированные двумя автономными манометрами, установленными ниже приема насоса с разницей глубин не менее 2 м. Данные по времени регистрации и давлению должны быть представлены текстовым файлом с расширением *.prt.
Для успешной работы программ необходимо также ввести априорные данные:
• глубина первого и второго манометров;
• величина угла наклона ствола скважины в интервале установки манометров;
• данные лабораторного анализа плотности воды и нефти объекта исследования.
Загружаемый файл выделяется с помощью окна (рис. 3)
После выделения файла, в нижнейчасти экрана показываются данные, находящиеся в нем. В правой части экрана появляется список столбцов данных, которые необходимо идентифицировать.
Для идентификации загружаемых данных нужно активировать номер столбца установкой на нем курсора и нажать на кнопку "P" или "t", находящиеся над этим окном. Затем подтвердить правильность выбора, нажав на кнопку "Загрузить".
После загрузки появятся в таблице числовые данные манометра и величина плотности флюида или газа, которые также визуализируются на графике. Графики можно увеличивать или уменьшать, задавая интервал просмотра (рис. 4).
Сама методика измерений с использованием двух датчиков давления, установленных на фиксированном расстоянии ниже приема ГНО в настоящее время находится в стадии патентования от компании ООО "ВТО "Петросервис", на ПП "DENSITY" оформляется свидетельство о регистрации.
Аналогичный подход к процессу гидродинамического мониторинга за процессом добычи нефти на морских месторождениях используетнорвежская компания "Roxcar". В России данную технологию внедряет ОАО "Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз".
Выводы:
В настоящее время в России разработаны и выпускаются технические средства и оснастка, позволяющие проводить длительный непрерывный гидродинамический мониторинг за процессом добычи нефти и газа при любом способе добычи УВС и создавать сеть наблюдательных эксплуатационных и нагнетательных скважин без
остановки процесса добычи (закачки) флюидов или газов. В свою очередь, это дает возможность путем создания интеллектуальных интегрированных систем, управлять в реальном режиме времени, с учетом реакции запаздывания, процессом разработки месторождений, что, в конечном итоге, приводит к росту КНИ и снижению
текущих затрат на капитальный ремонт и, в значительной степени, повысить эффективность методов увеличения
нефтеотдачи (МУН).
автор - Г.А. Павленко, С.В. Мрозовская
ОАО "ОЭГ "Петросервис"
источник: Журнал "НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ"
10/03
МАТЕРИАЛЫ ПО ТЕМЕ
НОВОСТИ
|
