трууг. Анализ применяемых технологий для восстановления

• Название: Анализ применяемых технологий для восстановления
• Анкор: трууг
• Дата: 03.04.2023
• Размер: 3.73 Mb.
• Имя файла: TPU942698.doc
• Тип: Документы; #1035187
• страница: 7 из 18

2.2 Определение источника обводнения с помощью промыслово-

геофизических исследований скважины

Мероприятия, направленные на ограничение водопритока, позволяют долго поддерживать достигнутый нефтедобывающими предприятиями объем добычи нефти, но для более эффективного применения технологий снижения водопритока необходимо в каждом случае точно определить источник обводнения продукции скважин. Один из механизмов притока пластовой воды в добывающие скважины состоит в ее прорыве из выше- или нижележащих по отношению к перфорированному интервалу водоносных пластов через место нарушения герметичности эксплуатационной колонны.

На данном этапе производится определение источника обводнения и его характеристики. от полученной информации зависит выбор технологии РИР и, соответственно, успешность и эффективность ремонта.

В зависимости от предполагаемой проблемы используется один или несколько наиболее распространенных методов промыслово-геофизических исследований. Рассмотрим наиболее популярные способы.

Термометрия

Использование термометрии для решения различных промысловогеофизических задач основано на регистрации естественных и искусственных температурных полей. Поля делятся на 3 типа: стационарные, квазистационарные и нестационарные [16].

Стационарные температурные поля образуются в простаивающих длительное время скважинах (контрольных и пьезометрических).

Квазистационарные температурные поля – это нестационарные поля с периодическим изменением внешних воздействий (например, периодическое охлаждение или прогрев). Они наблюдаются в процессе измерений в фонтанных, насосных и нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся в неизменных условиях длительное время. При этом термограммы квазистационарных температурных полей, зарегистрированные с интервалом времени в несколько часов, повторяют друг друга.

Нестационарные температурные поля образуются в процессе восстановления теплового поля, нарушенного бурением, цементированием, промывкой, перфорацией и другими технологическими процессами. Такие поля образуются в условиях пуска, остановки, изменения режима работы скважин.

Температурное поле создается не только флюидом, движущимся по стволу скважины, но и стенками скважины, цементным кольцом, а также горными породами, слагающими пласт. В итоге регистрируется суммарная интегральная информация о нескольких радиально направленных температурных полях.

Как правило, тепловые поля разделяются на естественные и искусственные. Естественное температурное поле существует до тех пор, пока не начато бурение, так как при вскрытии пласта происходит механическое воздействие на горные породы, промывка буровым раствором, спуск колонн и цементирование. Эти действия меняют температуру близлежащих к скважине пород. Таким образом, в строящихся, действующих или ненадолго остановленных скважинах возникает искусственное поле. Восстановление температурного поля до естественных значений происходит лишь в неработающих либо длительно простаивающих скважинах.

Данный метод позволяет определить места нарушения герметичности, так как напротив негерметичного участка отмечается дроссельная аномалия либо аномалия калоримитрического смешивания. При этом все вскрытые перфорацией интервалы заранее известны, то есть новые выявленные отклонения от геотермы напрямую свидетельствуют о наличии водопритоков с других пластов.

Расходометрия механическая

Метод является широкодоступным и часто используемым. Он позволяет:

• 
  определить скорость потока жидкости в скважине;
  
• 
  оценить величину расхода жидкости в скважине;
  
• 
  обнаружить места нарушения герметичности колонн, то есть оценить гидроизоляционные свойства конструкции скважины.
  

Для решения этих задач в скважину спускается прибор скважинный комплексный модульный, в состав которого входит модуль расходомера механического.

Чувствительным элементом является многолопостная турбинка, обороты вращения которой преобразуются в регистрируемый электрический сигнал. Вращение турбинки происходит за счет движения самого прибора в стволе скважины, а также вследствие движения потока флюида, то есть течения жидкости по стволу скважины. Оценка скорости потока жидкости и величина расхода зависят от скорости вращения турбинки и количества оборотов за определенный период времени, или частоты. Расходометрию проводят как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

За счет того, что скорость вращения многолопастной турбинки зависит не только от скорости потока флюида, но и от быстроты движения прибора, для точных измерений необходимо проводить несколько спускоподъемных операций (СПО), регистрирую сигналы на протяжении всего процесса. Важно, чтобы скорости спуска и подъема оборудования каждый раз были разными, но не менялись в течение одной СПО. Это позволит получить максимально корректные результаты, зависящие только от течения флюида.

Используемое различными компаниями оборудование не имеет кардинальных отличий. Пример расходомеров фирмы «Геотех» представлен на рисунке 9.



Рисунок 9 – Модуль расходомера ГЕО-РД (слева) и ГЕО-РДС (справа)

Модуль соединяется с приборами при помощи стыковочного узла, обеспечивающего их механическое и электрическое соединение. Таким образом, простота конструкции расходомеров и несложность расчетов являются главными достоинствами метода. К недостаткам же относятся возможные искажения показаний за счет изменения динамики потока, загрязненности турбинки. Также возможен механический износ частей прибора.

Расходометрия термокодуктивная

Другой способ расходометрии основан на регистрации изменений температуры и сопротивления. В основном данный метод позволяет решать те же самые задачи, что и механическая расходометрия. Используемый прибор называется термоанемометр (термокондуктивный анеометр).

Принцип работы термокондуктивных расходомеров основан на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока флюида. Термодатчиком служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды (обычно на 20-40°С). Резистордатчик включен в мостовую схему, с помощью которой наблюдается изменение его сопротивления при постоянной величине нагревающего тока. По величине этого изменения можно судить о температуре датчика и скорости потока.

Принцип действия заключается в следующем: набегающий поток жидкости или газа охлаждает датчик и тем самым изменяет его активное сопротивление. В скважине величина теплоотдачи датчика зависит от скорости потока, теплофизических характеристик среды, тока питания. В скважине постоянного диаметра в однородной среде теплоотдача датчика зависит только от скорости потока. Активное сопротивление в таком случае обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях измерять скорость потока и построить профиль притока или поглощения флюида [17].

Для среды с неоднородным распределением теплофизических характеристик (например, в обводненных нефтяных скважинах) показатели притока пласта определяются только на качественном уровне.

Данный способ обладает некоторыми достоинствами, по сравнению с механической расходометрией. Термокондуктивные расходомеры обладают более высокой чувствительностью, а также не вносят гидродинамических сопротивлений в поток жидкости. Это позволяет фиксировать малые радиальные притоки в однокомпонентной среде в диапазоне низких (менее 1 м³/сут) и средних дебитов. Также они имеют высокую проходимость в скважинах благодаря отсутствию пакера, не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе.

Однако показания термокондуктивных расходомеров существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому практически терморасходограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида. Но, несмотря на этот недостаток, выделить место нарушение герметичности ЭК с помощью термокондуктивной расходометрии возможно в любом случае.

Влагометрия

С помощью этого метода определяют содержание воды в скважинной жидкости, а также выделяют интервалы поступления воды.

Применяются влагомеры, принцип действия которых основан на измерении диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси специальным генератором, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50 %. При обводнении свыше 50 % аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. [18]

Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора.

Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что делает качественную оценку компонентого состава смеси невозможной. Тем не менее, места водопритока через места нарушения герметичности определять реально.

Шумометрия акустическая

При фильтрации жидкости или газов через пористые среды происходит генерация звуковых колебаний (гидродинамическое звукообразование). Исследования гидродинамических шумов (шумометрия) в скважинах позволяют решать различные технологические задачи, по которым традиционные геофизические методы (термометрия, расходометрия и т.д.) не всегда дают однозначные ответы [19].

Соответственно, шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды. Обычно она применяется для выделения:

• 
  интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами (то есть через перфорационные отверстия либо через места нарушения герметичности);
  
• 
  интервалов заколонных перетоков газа;
  
• 
  выявления типов флюидов, поступающих из пласта.
  

Интенсивность гидродинамического шума нелинейным образом зависит от скорости потока, и характер этой зависимости, равно как и частотное распределение шумов, определяется физической природой гидродинамических источников звука.

Источниками гидродинамического звука (шума) являются неоднородности потоков жидкости в скважине и пласте, возникающие из-за турбулизации потока жидкости при взаимодействии с поверхностью твердого тела или препятствиями, а также при фильтрационном режиме течения жидкости.

Принцип действия следующий. Шумовое поле, генерируемое турбулентным газожидкостным потоком, воздействует на чувствительный элемент пьезокерамического датчика. Реакцией датчика на звуковое излучение является электрический сигнал, поступающий в электронный блок широкополосного усилителя напряжения, где происходит усиление сигнала до необходимой величины. Питание глубинного прибора и снятие полезного информационного сигнала происходит по одножильному каротажному кабелю на поверхности. Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений.

Основываясь на экспериментальных исследованиях гидродинамического звукообразования в скважине, спектр шума потока можно разделить на три частотные полосы. Поток жидкости в трубах (обсадная колонна, НКТ) создает шум в полосе частот до 100 Гц. При движении потока по кавернозным и трещиноватым средам спектр шумов имеет максимум в пределах от 100 до 2000 Гц. Спектр шума фильтрационного потока в породах-коллекторах лежит в полосе 2-20 кГц. Отмеченные закономерности гидродинамического звукообразования в скважине позволяют с помощью спектрального разделения шумов различных источников определить режим течения жидкости и местоположение потока, а именно: выявить работающие интервалы пластов, в том числе на неперфорированных участках, заколонные перетоки, микроциркулярию между пластами, а также контролировать техническое состояние скважины и подземного оборудования.

Резистивиметрия

Известно, что вещества проводят ток в разной степени, так как обладают таким свойством, как сопротивление, то есть способностью вещества препятствовать движению электрического тока. Это физическое явление, возникающее в горных породах, флюидах и буровых растворах, важно при оценке продуктивности пласта, поскольку оно позволяет различать свиты, заполненные соленой водой (являющиеся хорошими проводниками электричества), и продуктивные горизонты, заполненные углеводородами (плохими проводниками электричества). Помимо этого, по резкому изменению сопротивления можно обнаружить места нарушения герметичности ЭК, через которые в скважину поступает вода.

При проведении резистивиметрии через питающие электроды, один из которых расположен на поверхности, другой — в скважине, пропускается ток (I), а между измерительными электродами, расположенными в скважине, измеряется разность потенциалов (∆U). Для определения используется скважинный резистивиметр, представляющий собой 3-электродный каротажный градиент-зонд. Зонд размещается внутри экранирующего цилиндра, исключающего влияние пород, окружающих скважину. Влияние экрана на изменение сопротивления жидкости учитывается коэффициент резистивиметра (k), предварительно определяемым на поверхности. Удельное электрическое сопротивление (r) жидкости, заполняющей скважину, определяется по формуле:

𝑟 = ^!∆# (1)

$

Иногда измерения проводятся на поверхности лабораторным резистивиметром, измеряющим удельное электрическое сопротивление проб жидкости, отобранных из скважины.

Гамма-гамма плотнометрия

Одним из свойств, которое может быть использовано для изучения характера и состава жидкости в скважине, является плотность, по величине которой можно с большой точностью судить о соотношении отдельных ее компонент жидкости (нефти, воды) в скважине. Для этого использую глубинные гамма-плотномеры (ГГП).

Различные конструкции для исследования фонтанирующих (ГГП-1, ГГП2 диаметром соответственно 42 и 32 мм) и глубинно-насосных скважин через межтрубное пространство (ГГП-3 диаметром 25 мм) в настоящее время применяются в комплексе с механическими дебитомерами типа РГД-1М, ДГД6Б, термоэлектрическими типа СТД-2, СТД-4 при определении обводненных интервалов перфорированных пластов в условиях любой минерализации пластовых вод. Эффективность исследований данным комплексом составляет около 80%. Разработанная аппаратура гамма-плотномера ГГП обеспечивает определение плотности жидкости в стволе действующих скважин с точностью до 0.01 г/см³. Так, в зоне нарушения герметичности ЭК может наблюдаться резкое отклонение плотности от ранее замеренных величин в связи с водопритоком.

Анализ с использованием ГГП может применяться отдельно, но при условии, что скважина в интервале исследования работает с высоким дебитом жидкости (120 м³/сут и выше). Тогда метод плотнометрии уверенно решает задачу выделения интервалов поступления в скважину воды и нефти. Если в наличии есть данные гидродинамического расходомера о количественной оценке поступающей жидкости из интервалов и отсутствует затрубная циркуляция, то по результатам исследования плотномером можно произвести количественную оценку обводненности работающих интервалов. Эффективность комплекса, который включает плотномер, по выделению интервалов обводнения пластов по этой категории скважин составляет 80-90 %.

В скважинах, в которых суммарный дебит жидкости ниже 120 м³/сут, метод беспакерной плотнометрии снижает свою эффективность по выделению обводненного интервала. При данном режиме движения двухкомпонентного потока проявляется эффект «гравитационного» разделения на фазы, в результате чего наблюдается завышение обводненности потока в интервале исследования. Это связано с неоднородностью потока жидкости в колонне и наличием «застойной» воды против исследуемого интервала, через которую они работают. При слабых притоках нефти в «застойную» воду нефть всплывает в виде отдельных включений, которые занимают незначительную площадь в общем сечении колонны. Результаты исследований состава жидкости плотномером в таких условиях получаются искаженными и показывают завышенную обводненность против исследуемого интервала по сравнению с промысловыми данными.

Таким образом, для определения мест негреметичности колонны данный метод эффективен либо в высокодебитных скважинах, либо в комплексе с другими исследованиями.

Метод радиоактивных индикаторов (изотопы)

Сущность этого метода заключается в том, что в скважину закачивают жидкость, содержащую радиоактивные изотопы, а затем измеряют созданную таким образом искусственную радиоактивность пород. Сравнивая кривые гамма-метода до и после введения изотопа в скважину, решают те или иные геологические и технические задачи. В качестве активаторов используют изотопы, дающие жесткое гамма-излучение, растворяющиеся в промывочной жидкости и имеющие небольшие периоды полураспада. Этим условиям отвечают изотопы циркония Zr⁹⁵ с Т_1/2 = 65 суток, железа Fe⁵⁹ с Т_1/2 = 45 суток, йода I¹³¹ с Т_1/2 = 8 суток

Автор [20] отмечает, что на момент написания книги (1967 г.) все нагнетательные скважины были исследованы методом радиоактивных индикаторов, а многие из них – неоднократно, особенно после прострела новых пластов, ГРП и других мероприятий. Это позволяло определить, какие пласты в скважине принимают воду и какие не принимают, а также выявить наличие нарушений герметичности ОК, через которые шел отток воды.

Метод радиоактивных изотопов особенно ценен тем, что позволяет выделять в разрезах скважин трещинные и кавернозные породы-коллекторы. К недостаткам относят дороговизну проведения данной операции, а также тот факт, что невозможно получить количественную оценку приемистости.

Важно то, что, регистрируя изменения интенсивности гамма-излучения после закачки радиоактивных изотопов, можно выделить интервалы, принимающие и отдающие флюид, в том числе через места нарушения герметичности колонны, а также определить направление перетоков жидкости за ЭК.

Акустический контроль качества цементирования скважин (АКЦ)

Контроль качества цементирования скважин проводится с целью получения сведений о герметичности затрубного пространства по всему зацементированному интервалу. Основная задача заключается в том, чтобы установить наличие или отсутствие каналов межпластового сообщения в цементном камне и в зонах его контакта с породой и обсадной колонной до перфорации продуктивных объектов. Как было сказано ранее, неправильно подобранный состав цементного раствора и некачественное выполнение самого процесса цементирования могут стать первопричиной нарушения герметичности ОК и ЭК, в частности.

Акустические методы исследования скважин основаны на изучении полей упругих колебаний (упругих волн) в звуковом и ультразвуковом диапазонах частот. Акустические методы можно подразделить на пассивные и активные.

Пассивными методами изучают колебания, создаваемые различными естественными причинами, но основное применение получили активные методы (методы искусственных акустических полей), в которых изучают распространение волн от излучателя, расположенного в скважинном приборе. Существует две основные модификации метода [21]:

а) модификация, основанная на изучении времени прихода (скорости

распространения) волн и называемая акустическим методом по скорости волн;

б) модификация, основанная на изучении амплитуды колебаний и

называемая акустическим методом по затуханию волн.

Метод АКЦ основан на возбуждении импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через жидкость, колонну, цемент и горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АКЦ осуществляется с помощью электроакустических преобразователей.

Если колонна обсадных труб свободна, не связана с цементом, то упругая волна распространяется непосредственно по металлу колонны с постоянной скоростью и с малой потерей энергии. Амплитуда волны по колонне сохраняется максимальной. Несцементированная колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом упругих волн.

В случае жесткого контакта колонны с цементом упругие колебания, распространяясь по колонне, возбуждают колебания в цементном камне. Прохождение волны по цементу характеризуется снижением скорости распространения волны и значительными потерями энергии. В результате возрастает время прохождения волны и снижается амплитуда проходящей волны.

В высокоскоростных разрезах, где различить однозначно волны, распространяющиеся по горной породе и по колонне, только по времени их вступления трудно, оценить качество цементирования помогает частотная характеристика волн. Установлено, что частота продольных волн в горных породах возрастает с увеличением скорости их распространения, однако во всех случаях остается ниже частоты волны, распространяющейся по колонне (при частоте излучателя 25 кГц) [22].

Хорошее качество цементирования в высокоскоростном разрезе отмечается на волновой картине неискаженным импульсом продольной волны частотой ниже 25 кГц и амплитудой, коррелирующейся с её величиной, полученной до обсадки скважины, а также наличием поперечной волны частотой ниже 20 кГц. В высокоскоростном разрезе при частичном цементировании колонны сигнал с момента времени представлен волнами различной частоты. Этот признак позволяет отличить по волновой картине частичное цементирование от хорошего

Метод акустического контроля скважин является одним из основных для определения мест потери цементного кольца и нарушения герметичности колонны, но его недостатком является сильное искажение результатов исследования при наличии газа в скважинной жидкости в больших объемах. Это связано с тем, что при прохождении упругой волны через газ она сильно затухает.

Гамма-гамма контроль цементирования скважин (ГГКЦ)

Гамма-гамма цементометрия является модификацией метода гаммагамма каротажа и служит для определения качества цементирования обсадных колонн (высоты подъема цемента и его плотности, оценки эксцентриситета колонны) и контроля технического состояния колонн (измерение толщины стенки колонн, определение местоположения муфт, фонарей и дефектов).

В ходе данного метода регистрируют интенсивность рассеянного гаммаизлучения с помощью зонда, содержащего импульсный источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гаммаизлучения. Обычно в этих целях используют скважинный гамма-дефектомертолщиномер (СГДТ). Вертикальная разрешающая способность – 40 см, горизонтальная разрешающая способность – 15 см.

Прибор СГДТ в общем виде состоит из источника гамма-квантов и нескольких радиальных приемников. Приемники служат для регистрации рассеянного гамма-излучения по периметру и стволу скважины четырьмя коллимированными детекторами малого зонда (толщиномер) и восемью коллимированными детекторами большого зонда (плотномер). Результаты представляются в виде аналоговых диаграмм плотности и толщины, соответствующих восьми детекторам большого зонда и четырем детекторам малого зонда, а также в виде разверток обсадной колонны и заколонного кольцевого пространства, на которых в виде цветовой индикации выделяют дефекты в цементном кольце и колонне [23].

Недостатком метода является его малая эффективность при разности плотностей цементного камня и промывочного раствора менее, чем на 0.5-0.7 г/см³. Также ограничение существует по углу наклона скважины: он должен быть не более 50°.

Шестикомпонентный анализ воды

Этот способ является лишь индикатором, то есть он сигнализирует о том, что в каком-то месте колонны произошло нарушение герметичности и в скважину поступает вода с другого, ранее не вскрытого горизонта. Метод применяется для определения состава воды, полученной из скважины. Анализ основан на определении шести основных ионов: Cl^–, SO₄^2–, HCO₃^–, Ca₂⁺, Mg₂⁺, Na⁺. Помимо этого, находят рН, общую минерализацию воды, жесткость, плотность, содержании сухого остатка, нефтепродуктов, железа и механических примесей. На основе полученных данных делают сравнительный анализ с уже имеющимися результатами и делают вывод о прорыве воды в скважину с водоносных пластов.

Таким образом, существует множество способов и исследований, которые позволяют определить наличие негерметичного участка в эксплуатационной колонне, а также установить его расположение. Обычно применяются сразу несколько методов одновременно, чтоб повысить точность исследований и минимизировать финансовые затраты. Этот шаг является крайне необходимым для восстановления герметичности и повышения эффективности нефтедобычи.