Рассмотрим основные виды заканчивания скважин с компоновками ОРД.
Схема данной системы мониторинга представлена на рисунке 1.1. В данном вариантекомпоновка ОРД имеет достаточно упрощенный характер. Добыча идет совместно изо всехперфорированных пластов. Данная схема является самой простой и надежной стехнологической точки зрения. Интервальная оценка дебитов возможна по результатам ПГИ[1].
Вданном случае депрессия создается одинаковая на оба пласта (депрессия на нижний пласт будетопределяться плотностью флюида в стволе скважины и расстоянием между эксплуатируемымиобъектами). Подобная технология оправдана в тех случаях, когда пласты находятся надостаточно близком расстоянии, имеют схожие геолого-геофизические характеристики иблизкие начальные пластовые давления.
Получение индивидуальных фильтрационныхпараметров пластов затруднено за счет наличия взаимовлияния пластов[23]. По результатам ГДИСопределяются только интегральные свойства многопластовой системы. Дифференцироватьприток из каждого пласта возможно по результатам ПГИ. Так как в скважине отсутствуетдополнительное подземное оборудование, возможны различные варианты проведенияисследования. На данный момент существуют технологии позволяющие проводить ПГИ нетолько в межремонтный период, но и в процессе работы ЭЦН[17].
Вся получаемая информацияпередается на поверхность в режиме реального времени. Следует отметить, что наиболееинформативным методом ПГИ является спуск в скважину байпасной системы (Y-tool).
За счет своей низкой стоимости данный способ ОРЭ является пока наиболеераспространенным на месторождениях Западной Сибири. Поэтому задача получения индивидуальных параметров пластов при совместной эксплуатациикрайне актуальна.
Рисунок2.1–Схемасистемымониторингаспособоммеханизированнойдобычибезразделения.
Схема представлена на рисунке2.2. Данная компоновка ОРЭ подразумевает наличие изолирующих пакеров и мандрелей, через которые идет приток в ствол скважины. В режиме, когда мандрели открыты и приток идет со всех объектов, гидродинамические исследования так же, как и в первом случае, позволяют нам определять только интегральные параметры многопластовой системы, так как остается гидродинамическая связь по стволу скважины [3].
Таким образом, зная интегральные свойства всех объектов и дополнительно изучив свойства одного из них, по известным методикам - можно точно рассчитать свойства второго. В идеале, расчетно-аналитическая методика в этом случае позволяет определить индивидуальные параметры пластов еще на этапе работы скважины [9].
К сожалению, в данном типе компоновки ОРД информацию с манометров обычно можно получить только в межремонтный период, расшифровав записи автономных датчиков, что существенно ограничивает ее использование в мониторинге объектов разработки. Как вариант, должна использоваться система с проводной или беспроводной телеметрией, обеспечивающей «on-line» передачу на поверхность данных со всех датчиков, установленных в мандрелях.
Данная система не получила пока широкого применения на скважинах с ЭЦН из-за ряда технологических рисков и относительно высокой стоимости (для варианта с отключением мандрелей по гидравлическому или электрическому приводу) [18].
Клапана и/или их привод могут быстро выходить из строя, на мандрелях могут начать откладываться парафины, сокращая диаметр проходного сечения, либо же наоборот абразивный песок будет увеличивать со временем проходное сечение мандрелей. Кроме того, возможна негерметичность самой пакерной системы, что сводит на нет все преимущества данной системы мониторинга.
Рисунок2.2 –СхемакомпоновкиподземногооборудованияОРДсразделением.
Схема данной системы представлена на рисунке2.3. Основное отличие от предыдущей системызаключается в том, что в компоновку подземного оборудования входит дополнительный насос на нижний пласт. Преимуществом данной системы является возможностьцеленаправленно увеличивать депрессию на нижний пласт, что может быть актуальным вслучае большой дифференциации изначальных фильтрационных и энергетических свойствпластов [12]. Система будет эффективной в случае, если нижний пласт обладает высокойпродуктивностью или пласты сильно разнесены по глубине, когда депрессии создаваемойверхним ЭЦН окажется недостаточной для обеспечения целевой расчетной депрессии нанижний пласт [15].
Подобные условия встречаются редко, к тому же вероятность отказаоборудования здесь возрастает, а выход из строя одного ЭЦН влечет за собой ремонт всейкомпоновки ОРД.
Также в НКТ происходит смешивание продукции из каждого пласта, чтозатрудняет их дифференцированный мониторинг. Совокупность всех факторов приводит ктому, что данные системы остаются единичными и редко внедряются на месторождениях.Проведение и информативность ГДИС и ПГИ аналогичны рассмотренной выше системе.
Рисунок2.3–СхемакомпоновкиподземногооборудованияОРДсразделениемпластовпакерамиисдвумяэлементамимеханизированнойдобычи
Схема данной системы представлена на рисунке 2.4. Схема компоновок может быть различная: «ЭЦН-ЭЦН», «ШГН-ШГН» и «ШГН-ЭЦН». Отличительной особенностью данного типа оборудования является то, что продукция из каждого пласта поднимается на поверхность по разным колоннам лифтовых труб НКТ.
В этом случае не происходит смешивания продукции в стволе скважины, обеспечивается точный учет добычи с каждого объекта, раздельный мониторинг состава продукции (обводнение, газовый фактор и др.). Но данные тип конструкции имеет также ряд минусов, таких как: высокая стоимость оборудования, сложность конструкции, ограничение по диаметру эксплуатационной колонны (не менее 168 мм).
Концентрические компоновки для одновременно-раздельной добычи по своему назначению схожи с предыдущей схемой. Основные отличия заключаются непосредственно в самой конструкции. Так как предполагается наличие внешней и внутренней колонны НКТ, диаметр эксплуатационной колонны должен быть не меньше 178 мм. В этом случае велик риск отказа оборудования, высока стоимость ремонта скважин и пр.
Рисунок2.4 – СхемадвухлифтовойкомпоновкидляОРД c параллельнымрасположениемдвухНКТ
При совместной эксплуатации продуктивных пластов для эффективной выработки запасов из разнопроницаемых пластов нет другой альтернативы, как внедрение технологии ОРЗ на нагнетательных скважинах.
Технология ОРЗ позволяет значительно расширить возможности гидродинамических методов воздействия на группу пластов одной сеткой скважин, которые включают в себя сочетание нескольких видов воздействия, а именно: оптимизация репрессии, нестационарное заводнение пластов.
ОРЗ предусматривает закачку воды в разобщенные пласты по отдельным каналам под разными давлениями или за счёт штуцирования на устье скважины.
В настоящее время на месторождениях широко внедряются две схемы одновременно-раздельной закачки с разделением пластов – двухлифтовая система концентрической конструкции и однолифтные системы (рис. 2.5).
Рисунок 2.5 – Однолифтовая (слева) и концентрическая (справа) системы одновременно-раздельной закачки
Использование компоновок для ОРЗ позволяет увеличивать компенсацию добычи закачкой по пластам, вести замер и регулирование объемов закачки в каждый пласт посредством смены штуцеров в скважинных камерах или регулированием подачи (в зависимости от схемы ОРЗ). Внедрение ведется в ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНКНижневартовск», ОАО «Варьеганнефтегаз», ООО «ТНК-Уват» и ОАО «Оренбургнефть».
Скважины для внедрения данной технологии должны отвечать следующим условиям:
- эксплуатационная колонна диаметром от 146 мм и более;
- наличие реагирующих скважин;
- отличное состояние колонн и цементного кольца, подтвержденное исследованием;
- разная проницаемость вскрытых пластов;
- разный коэффициент вытеснения.
Разработка способа относится к нефтяной промышленности, в частности к области контроля дебита отдельных пластов скважины при многопластовой добыче.
Известны способы контроля добычи нефти с раздельных пластов, например, в скважину спускают контрольно-измерительные приборы: расходомеры, манометры, термометры, но реализуют при этом электрический канал связи. Недостаток данного способа заключается в том, что в скважину спускают трубы, пакеры, скважинные камеры, регулирующие штуцирующие устройства, контрольно-измерительные приборы, электропроводные кабели, разъединители, телескопические соединения и другое оборудование. Скважинная установка обладает низкой надежностью и эффективностью контроля[18].
Более надежным способом можно считать измерение частотных спектров технологических звуков, генерируемых турбулентными потоками движения нефти из нефтяного пласта через перфорационные отверстия и по ним определять дебит [2]. Необходимо отметить, что точность измерения дебита с помощью частотных спектров недостаточна из-за пульсационных составляющих шумов работы насоса, возникающих при всасывании нефтеводогазовой смеси из перфорационных отверстий и микротрещин, которые накладываются на полезный сигнал.
Основные трудности практического использования ультразвуковых расходомеров связаны с тремя осложняющими причинами:
- скорость распространения звука зависит от физико-химических свойств измеряемой среды (ее температуры, давления, концентрации и т.п.);
- скорость распространения звука несоизмерима больше скорости движения этой среды;
- показания ультразвуковых расходомеров зависят от числа Рейнольдса, так как они измеряют не действительную скорость потока, а среднюю скорость по линии ультразвука.
Первая из отмеченных причин приводит к необходимости применения вультразвуковых расходомерах специальных методов и средств компенсации влияний свойств среды, вторая - к необходимости использования дифференциальных схем измерений (для выделения «слабого» полезного сигнала) [1].
Третья причина приводит к необходимости повышения чувствительности приборов.
Несмотря на это, ультразвуковые расходомеры все более широко применяют в нефтехимической, пищевой и других отраслях промышленности, при гидравлических исследованиях и испытаниях гидромашин.Достоинствами их являются:
- возможность бесконтактного измерения любых сред, в том числе и неэлектропроводных;
- достаточно высокая точность приборов при их индивидуальной градуировке и использовании специальных средств автокомпенсации наиболее существенных помех (известны ультразвуковые расходомеры, основная погрешность которых не превышает 0,3% верхнего предела измерений);
- высокая надежность чувствительных элементов (излучателей и приемников ультразвуковых колебаний), представляющих собой круглые пластинки кварца или титаната бария, устанавливаемые снаружи трубопровода или защищенные от непосредственного контакта с измеряемой средой металлическим (пластмассовым) звукопроводом;
- высокое быстродействие, позволяющее измерять пульсирующие расходы с частотой пульсаций до 10000Гц;
- отсутствие механических элементов увеличивает надежность в целом всей системы и ее межремонтный период.
Наиболее близким способом к предлагаемому изобретению можно отнести частотные спектры технологических звуков, генерируемых турбулентными потоками движения нефти из нефтяного пласта через перфорационные отверстия.
Недостатком является то, что в процессе всасывания насосом нефтеводогазовой смеси из перфорационных отверстий и микротрещин не осуществляется изменение – подавление спектра турбулентного потока, в котором присутствуют пульсационные составляющие[30].