Способ мониторинга многопластовой скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга многопластовой скважины. Техническим результатом является повышение качества и безопасности многопластовой добычи в скважине путем выявления пластовых перетоков и их устранение до начала добычи в период освоения скважины. Для этого устанавливают автономные приборы над каждым пластом, например, на якорях перед началом свабирования. Выполняют свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению, очередности включения пластов в работу. Восстанавливают уровень и давление жидкости в скважине с записью кривых восстановления давления и уровня жидкости. Извлекают якори с автономными приборами и анализируют информацию, записанную приборами. Определяют дебит пласта, включившегося в работу первым, дебит второго и последующих пластов определяют путем вычитания из суммарного дебита уже известный дебит первого, а затем и последующих пластов. Динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков. Разрабатывают геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков и выполняют их. После этого вновь устанавливают якори с автономными приборами над каждым пластом, опускают добычной насос и начинают добычу. После извлечения добычного насоса на ремонт извлекают приборы с записанной информацией и сравнивают их показания с показаниями, полученными при свабировании на этапе освоения скважины, выявляют наличие пластовых перетоков и устраняют их.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга многопластовой скважины.

Известен способ мониторинга нефтяных и газовых скважин, заключающийся в спуске приборов на геофизическом кабеле и проведение необходимых измерений с передачей результатов по геофизическому кабелю на поверхность (С.С.Итенберг, Т.Д.Дахкильгов. Геофизические исследования в скважинах. М.: Недра, 1982).

Недостатком способа является то, что он не дает результатов при исследовании многопластовых скважин, когда требуется знать параметры работы каждого отдельного пласта.

Этот недостаток частично устранен в другом известном способе, принятом за прототип, в котором исследования выполняют в процессе добычи автономными приборами, установленными на якорях над каждым пластом с записью полученной информации в долговременную память приборов (см. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2005, с.219; патент РФ №57359 от 11.04.2006).

Недостатками прототипа являются:

- информация о результатах исследования становится известной только через несколько месяцев после извлечения насоса на ремонт с одновременным извлечением приборов, следовательно, возможные перетоки флюида из пласта в пласт при многопластовой добыче будут иметь место во весь период работы насоса до его остановки, что запрещено государственными контролирующими органами;

- при включении насоса забойное давление быстро стабилизируется и в работу включаются сразу все или большинство пластов, в связи с чем нет возможности определить наличие пластовых перетоков из пласта в пласт и нет возможности определить взаимное влияние пластов друг на друга в отношении изменения дебитов;

- нет возможности проследить очередность включения пластов в работу и определить величину забойного давления, при котором происходит это включение;

- указанные недостатки приводят к тому, что не имеется информации для устранения пластовых перетоков, следовательно, пластовые перетоки не будут устранены не только на первом этапе работы насоса до его ремонта, но и на последующих этапах, то есть пластовые перетоки будут иметь место во весь период многопластовой добычи. Как уже упоминалось, такую добычу с наличием пластовых перетоков выполнять не разрешается.

Задачей изобретения является создание способа мониторинга многопластовых скважин, лишенного приведенных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного технического решения, является выявление пластовых перетоков и их устранение до начала добычи в период освоения скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе мониторинга многопластовой скважины, включающем спуск автономных приборов и их размещение, например, на якорях, над каждым разрабатываемым пластом, измерение в процессе добычи автономными приборами дебита и параметров флюида каждого пласта с записью показаний в долговременную память и исследование показаний после подъема на устье скважины автономных приборов на устье скважины, согласно изобретению мониторинг и устранение пластовых перетоков начинают в процессе освоения скважины до начала добычи, для чего после спуска в скважину и размещения над пластами автономных приборов на якорях выполняют свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению, очередность включения пластов в работу, после окончания свабирования восстанавливают уровень и давление скважинной жидкости в скважине с записью кривых восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ) жидкости; после окончания восстановления уровня жидкости в скважине якори с автономными приборами извлекают, анализируют показания приборов и определяют дебит пласта, включившегося в работу первым; дебит второго и последующих пластов определяют путем вычитания из суммарного дебита дебит первого и, соответственно, последующих пластов; динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков; далее, после проведения расшифровки параметров работы пластов и выявления пластов, которые принимают флюид из соседних пластов, разрабатывают геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков и выполняют эти мероприятия; после этого вновь устанавливают автономные приборы на якорях над каждым пластом, опускают добычной насос и начинают процесс добычи; при этом после извлечения добычного насоса на ремонт извлекают автономные приборы и сравнивают их показания с показаниями, полученными при свабировании на этапе освоения скважины, а также выявляют наличие пластовых перетоков и устраняют их.

Предложенная совокупность признаков обеспечивает получение запланированного технического результата, что разъяснено ниже.

То, что автономные приборы устанавливают, например, на якорях, над каждым пластом перед началом свабирования, позволяет записывать в долговременную память приборов параметры работы пластов в процессе свабирования, то есть в процессе освоения скважины до начала добычи.

Выполнение с целью снижения уровня жидкости в скважине свабирования после установки автономных приборов позволяет записать параметры происходящих процессов при свабировании и выявить поочередный порядок включения пластов в работу по мере понижения уровня жидкости в скважине и обусловленного этим снижения пластового давления.

Контроль глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению и других параметров при свабировании позволяет сравнивать давление и другие параметры с показаниями и других параметров автономных приборов в процессе добычи и тем самым контролировать достоверность показаний при освоении и при добыче.

Самопроизвольное восстановление уровня жидкости и ее давления после прекращения свабирования с записью КВД и КВУ, во-первых, позволяет выявить дебит скважины, а во-вторых, проконтролировать обратный порядок поочередного выключения пластов по мере увеличения гидростатического давления, когда пилообразная кривая понижения давления при свабировании заменяется плавной кривой восстановления давления. Это дает возможность сравнивать и контролировать показания приборов как при свабировании, так и при восстановлении уровня давления жидкости.

То, что в процессе свабирования и восстановления уровня жидкости в скважине измеряют автономными приборами на якорях дебит, давление, температуру, влажность и подобные параметры каждого пласта в отдельности позволяет определить все параметры отдельных пластов до начала добычи в период освоения. Это позволяет проанализировать параметры отдельных пластов и выявить наличие пластовых перетоков с устранением их именно в период освоения скважины.

Извлечение якорей с автономными приборами из скважины после окончания восстановления уровня жидкости в скважине как раз и позволяет проанализировать информацию, записанную автономными приборами.

Определение по записанной информации дебита пласта, включившегося в работу первым, позволяет определить дебит второго и последующих пластов путем вычитания из суммарного дебита уже известного дебита первого, а затем и последующего пласта. По дебитам виден момент включения каждого отдельного пласта, а по сравнению дебитов отдельных пластов между собой выявляют наиболее слабые пласты, которые потенциально являются приемниками флюида из соседних пластов. Из этого анализа выявляют наличие пластовых перетоков, что позволяет приступить к их устранению на стадии освоения скважины.

То, что динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков, позволяет уточнить и перепроверить выводы относительно выявленных пластов с перетоками. Результаты исследований качественно повышаются.

Разработка геолого-технических мероприятий по устранению пластовых перетоков на основе расшифровки параметров работы пластов и выявления перетоков из пластов в соседние пласты и выполнение этих мероприятий обеспечивает устранение пластовых перетоков при освоении скважин до начала добычи.

Расположение якорей с автономными приборами над каждым пластом после выполнения геолого-технических мероприятий, спуск добычного насоса и начало добычи позволяют провести дополнительные исследования работы пластов, сравнить с предыдущими исследованиями, проверить отсутствие перетоков и при их выявлении устранить их.

Исследование информации, записанной автономными приборами при добыче, ее сравнение с предыдущими исследованиями, проверка отсутствия пластовых перетоков дает возможность постоянно контролировать пласты в процессе добычи, выявлять и устранять перетоки, если они возникнут в процессе выработки пластов.

Как видно, запланированный технический результат достигается.

Способ мониторинга многопластовой скважины, включающий спуск автономных приборов и их размещение, например, на якорях, над каждым разрабатываемым пластом, измерение в процессе добычи автономными приборами дебита и параметров флюида каждого пласта с записью показаний в долговременную память и исследование показаний после подъема автономных приборов на устье скважины, отличающийся тем, что мониторинг и устранение пластовых перетоков начинают в процессе освоения скважины до начала добычи, для чего после спуска и размещения над пластами автономных приборов на якорях выполняют свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению, очередности включения пластов в работу, после окончания свабирования восстанавливают уровень и давление скважинной жидкости в скважине с записью кривых восстановления давления и уровня жидкости, после окончания восстановления уровня жидкости в скважине якори с автономными приборами извлекают, анализируют показания приборов и определяют дебит пласта, включившегося в работу первым, дебит второго и последующих пластов определяют путем вычитания из суммарного дебита дебит первого и соответственно последующих пластов, динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков, после проведения расшифровки параметров работы пластов и выявления пластов, которые принимают флюид из соседних пластов, разрабатывают геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков и выполняют эти мероприятия, после этого вновь устанавливают автономные приборы на якорях над каждым пластом, опускают добычной насос и начинают процесс добычи, при этом после каждого последующего извлечения добычного насоса для проведения ремонта извлекают автономные приборы и сравнивают их показания с показаниями, полученными при свабировании на этапе освоения скважины, выявляют наличие пластовых перетоков и устраняют их.