ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.20. Определение профиля притока при освоении скважины свабированием

201

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.21. Определение интервалов приемистости и профиля притока при освоении скважины компрессированием

202

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.22. Определение профиля притока при освоении скважин с насосом

203

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Для освоения скважин необходима работа компрессора при его нормальной рабочей производительности. Работа компрессора на низких оборотах снижает создаваемую депрессию на пласт и приводит к более позднему достижению газом наибольшей глубины, что приводит к удлинению сроков освоения. Резкая и чрезмерная депрессия на пласт увеличивает вероятность загрязнения призабойной зоны пласта и нарушения целостности цементного кольца. Регулировать создаваемую депрессию на пласт в процессе освоения компрессором невозможно.

Использование эжекторных устройств в исследовании скважин является наиболее информативным по сравнению с другими методами вызова притока (компрессированием и свабированием). В настоящее время струйный насос является единственным способом мгновенного создания, непрерывного поддержания и регулирования депрессии и вызова притока. При определении профиля притока с УГИС заданное забойное давление создается в течение от одной до десяти минут. Это позволяет экономить 12–16 часов по сравнению с аналогичной операцией при компрессировании. Помимо этого, важной особенностью УГИС является возможность свободного перемещения в подпакерном пространстве любых малогабаритных приборов и перфораторов.

При работе УЭГИСвсе записи ведутсяна спускеиподъеме. Устройства УЭГИС позволяют объединить освоение, интенсификацию и исследование скважин в непрерывный технологический процесс, выполняемый одним спуском инструмента. Таким образом, каждый из рассматриваемых методов освоения скважин имеет свои особенности (см. табл. 3.2). Оптимальный выбор метода зависит от конкретных геолого-

технических условий и объемов работ.

204

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

205

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ГЛАВА 4. НОВЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Перспективы развития нефтегазовой отрасли во многом определяются применением передовых технологий. Во всех отраслях промышленности происходит постепенное замещение механизированного труда на роботизированный и принятие решений с помощью технологий искусственного интеллекта. Изменениям подвергается и техническое оснащение при исследовании скважин.

4.1. Оптоволоконная технология

Оптоволоконная технология (ОВТ) уже давно использует-

ся в различных областях техники, составляя основу не только средств передачи информации, но и разнообразных устройств измерения и контроля. В последнее десятилетие ОВТ все интенсивнее проникает в нефтяную и газовую промышленность, особенно в такие взаимосвязанные разделы этой отрасли, как сейсморазведка, бурение, геофизические исследования скважин и добыча нефти и газа.

Основными элементами используемого оборудования являются сам ОВ-кабель и регистратор:

♦чувствительность – 0,05 ° С (для выделения небольших по амплитуде аномалий);

♦длина кабеля до 5 км;

♦разрешение по длине – 12 см (позволяет фиксировать аномалии не менее чем тремя точками);

♦скорость измерения от 30 с (для высокодебитных скважин и фиксирования переходных процессов) до 12 мин (для малодебитных скважин).

206

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Параметры можно менять в зависимости от целей исследования.

Выделим основные преимущества ОВТ:

–нет движущихся частей, мониторинг легко реализовать без участия геофизической партии, используя только системы передачи данных;

–получаемые данные не зависят от квалификации начальника партии и используемого прибора, проще организовать автоматическую обработку и принятие решений;

–отсутствуют стыковочные элементы и датчики в скважине: высокая надежность и длительный срок работы системы, возможна работа в агрессивной среде весь межремонтный период без подъема оборудования.

Всю необходимую информацию о работе скважины и пласта способны предоставить оптоволоконные технологии контроля работы пласта и скважинного оборудования совместно с глубинными манометрами, устройствами контроля работы скважины на устье. Волоконно-оптические датчики хорошо подходят для такой среды, работая при температурах, слишком высоких для полупроводниковых датчиков (рис. 4.1).

С применением волоконно-оптических систем термометрии скважин появилась возможность создания системы мониторинга разработки месторождения в целом, что позволяет с высокой степенью достоверности выполнять текущую коррекцию геологической и гидродинамической моделей резервуара.

Данные термометрии в комплексе с методами «притока – состава» используются для решения следующих геолого-про- мысловых задач:

–выявление притоков;

–определение интервалов поступления нефти, воды и газа;

–выявление высоконапорных пластов;

–определение мест негерметичностей обсадных колонн;

–выявление заколонных и внутриколонных межпластовых перетоков;

–контроля работы глубинно-насосного оборудования.

207

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 4.1. Схема оптоволоконной технологии

Измерение температуры стандартным прибором происходит последовательно во время спуска прибора в скважину. Уникальными отличительными особенностями волоконно-оптичес- ких систем являются измерение теплового поля (профиля) одновременно по всей длине ствола скважины в режиме реального времени без перемещения датчика.

Теоретическойосновойтермометрииявляетсятермодинамика нефтяных пластов, в которой рассматриваются закономерности многофазной фильтрации при наличии эффектов теплопроводности, адиабатического, Джоуля – Томсона, калориметрического смешивания, конвективногопереносатеплаиявленияразгазирования.

Основные эффекты, возникающие в скважинах:

– теплопроводность – один из видов переноса теплоты от более нагретых элементов к менее нагретым, приводящий к выравниванию температуры;

208

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

–адиабатический эффект характеризует термодинамический процесс, протекающий в системе без теплообмена с окружающей средой;

–дроссельный эффект наблюдается при движении флюида под действием разности давлений через среду, обладающую гидродинамическим сопротивлением, например, при движении нефти или воды по эксплуатируемому пласту. Этот эффект заключается в изменении температуры флюида, и в случае стационарного адиабатического дросселирования описывается теорией эффекта Джоуля – Томсона. При выделении из пласта газа происходит поглощение тепла и понижение температуры бурового раствора, а для жидкости – повышение;

–калориметрический эффект возникает при смешивании жидкостей, имеющих различную температуру, в интервалах перфорации и в местах нарушения обсадных колонн. При этом температура более холодной жидкости повышается, а более нагретой понижается;

–разгазирование жидкости – процесс выделения из жид-

кости газа при снижении давления ниже давления насыщения. При разгазировании жидкости происходит поглощение тепла и, следовательно, жидкость охлаждается;

–конвективный теплоперенос обусловлен переносом тепла жидкостью, движущейся по пластам, в стволе скважины и в пространстве за колонной. Различают естественную и вынужденную тепловую конвекцию. Естественная конвекция заключается во влиянии гравитационного воздействия на плотностные различия, возникающие из-за различий в температуре. Более нагретые и, следовательно, более легкие жидкости обычно стремятся двигаться вверх, тогда как холодные и плотные движутся вниз. Естественная тепловая конвекция возникает при градиенте температуры больше критического, величина которого зависит от радиуса скважины, вязкости и коэффициента термического расширения жидкости. Вынужденная конвекция возникает за счет перепада давлений. Интенсивность конвективного теплопереноса зависит

209

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

от разности температур между слоями жидкости, теплоемкости, плотности среды и скорости ее движения.

На мировом рынке услуг оптоволоконная технология из-

вестна как Distributed Temperature Sensors (DTS), т.е. оптико-во-

локонная система термометрии скважин с распределенными датчиками температуры (ОВ-система).

Под волоконно-оптическим измерением температуры понимают применение оптоэлектронных приборов, когда стеклянные волокна используются в качестве локальных распределенных измерительных датчиков.

Для измерения температуры оптическим кабелем используется эффект рамановского или комбинационного рассеяния, которое возникает при неупругом рассеянии фотонов входного светового импульса на атомах вибрирующих молекул (рис. 4.2). В результате возникают фотоны как с меньшей энергией (и большей длиной волны), чем у входного импульса, так называемые стоксы, так и с большей энергией (с меньшей длиной волны) – антистоксы. Последние наиболее чувствительны к изменению температуры. Мерой температуры является отношение интенсивности антистоксов к интенсивности стоксов. Интенсивность сигналов рамановского рассеяния мала, и их выделение требует применения чувствительных спектрометров. Однако смещение линий спектра этого рассеяния относительно длины волны входного импульса достаточно велико и составляет доли террагерца, что облегчает решение этой задачи.

Схематически структура волоконно-оптической системы состоит из блока формирования сигнала, малогабаритного лазера, приемного блока и блока микропроцессора, а также световодного кабеля в качестве линейного температурного датчика. Свет лазера направляется в световод. В любой точке вдоль волокна возникает комбинационный рассеянный свет, излучаемый во всех направлениях. Часть света движется в обратном направлении к блоку формирования сигнала. Затем выполняется спектральная фильтрация света, его преобразование в измерительных

210