способ обнаружения квазиполной группы нарушений эксплуатационных качеств системы скважина - пласт

Формула изобретения

Способ обнаружения квазиполной группы нарушений эксплуатационных качеств системы скважина - пласт, характеризующийся тем, что контролируют проходное сечение лифта и пропускную способность фильтра и обнаруживают местонахождение поглощающих пропластков, водонефтяной контакт в интервале фильтра и водогазонефтяной контакт в межтрубье, при этом при динамическом режиме работы скважины производят сбор данных о параметрах физического состояния добываемой смеси и комплектование базы данных о параметрах физического состояния добываемой смеси, проводят непрерывный компьютерный анализ многофакториальной зависимости параметров физического состояния добываемой смеси по причинно-следственным цепям путем сравнения текущих значений параметров состояния добываемой смеси с их начальными значениями и по результирующим показателям определяют степень принадлежности нарушений к признакам технологических ситуаций, ожидаемых в процессе работы скважины, для дальнейшего прогнозирования интенсивности развития нарушений и принятия решений по их устранению.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к контролю состояния системы скважина-пласт в динамическом состоянии.

Известны способ контроля сужения проходного сечения лифта по мере отложения по нему твердых примесей [1] и способ контроля пропускной способности фильтра по мере пробкообразования на забое [2]. В обоих случаях контроль осуществляется в процессе работы скважины. Полученные данные текущего технического состояния лифта или фильтра используются для корректировки межремонтного периода скважины и интенсивности отбора жидкости.

Недостатком указанных способов является то, что решения о проведении дорогостоящих операций по подземному ремонту скважины находятся в зависимости от достоверности данных, собираемых скважинной аппаратурой, на показания которой, в свою очередь, влияют существующие в стволе скважин температура и давление.

Известен способ обнаружения местонахождения водогазонефтяных контактов в межтрубье в процессе работы скважины [3]. Полученные данные могут быть использованы, в частности, для оценки динамического уровня скважин, разрабатывающих данную залежь, и для определения в процессе работы скважины погруженной в жидкость части колонны насосно-компрессорных труб, а следовательно, и мехнагрузки в точке подвески.

Известен способ определения состояния флюидов в природных условиях и технологических установках [4], в частности, изменения скорости потока однородного флюида или границ раздела между разнородными флюидами, например, водонефтяного контакта в интервале фильтра в процессе работы скважин.

При этом обнаружение водонефтяного контакта в интервале фильтра производится в основном в остановленной скважине радиоактивными методами.

Техническим результатом изобретения является рационализация поиска, обнаружения и слежения за развитием квазиполной группы нарушений эксплуатационных качеств (ЭК) системы скважина-пласт (СП) при комплексном использовании данных обследования скважины, повышение достоверности определения степени принадлежности нарушений к симптомам этих нарушений.

Технический результат достигается тем, что в способе обнаружения квазиполной группы нарушений эксплуатационных качеств системы скважина-пласт, в котором контролируют проходное сечение лифта и пропускную способность фильтра и обнаруживают местонахождение поглощающих пропластков, водонефтяной контакт в интервале фильтра и водогазонефтяной контакт в межтрубье, при динамическом режиме работы скважины производят сбор данных о параметрах физического состояния добываемой смеси и комплектование базы данных о параметрах физического состояния добываемой смеси. Проводят непрерывный компьютерный анализ многофакториальной зависимости параметров физического состояния добываемой смеси по причинно-следственным цепям путем сравнения текущих значений параметров состояния добываемой смеси с их начальными значениями. По результирующим показателям определяют степень принадлежности нарушений к признакам технологических ситуаций, ожидаемых в процессе работы скважины, для дальнейшего прогнозирования интенсивности развития нарушений и принятия решений по их устранению.

На фиг. 1 представлена последовательность обнаружения нарушений ЭК системы СП.

На фиг.2 проиллюстрирован фрагмент комбинаторно-логической схемы сопоставления признаков нарушений ЭК системы СП с соответствующими симптомами этих нарушений.

Способ обнаружения нарушений ЭК системы СП реализуется в следующей последовательности:

На первом этапе при динамическом режиме работы скважины производят сбор данных о параметрах физического состояния добываемой смеси и комплектование базы данных о параметрах физического состояния флюидов (K1-K5);

На втором этапе полученные данные идентифицируются с симптомами нарушений ЭК системы СП, в частности, проходного сечения лифта (И1), пропускной способности фильтра (И2), перетоков жидкости между пропластками (И3), нефтеотдачи пластов (И4), водонефтяных контактов в интервале фильтра и водогазонефтяных контактов в межтрубье (И5) и т.д. Идентификацию проводят путем непрерывного компьютерного анализа многофакториальной зависимости параметров физического состояния добываемой смеси: непрерывно при помощи компьютера сравнивают текущие значения параметров физического состояния добываемой смеси с их начальными значениями. По результатам сравнения определяют степень принадлежности нарушений к признакам технологических ситуаций, ожидаемых в процессе работы скважины.

На третьей ступени прогнозируются интенсивности развития нарушений, в частности увеличение отложений твердых примесей по лифту (П1)и на забое (П2), потери нефти в стволе скважины из-за наличия поглощающих зон (П3), роста извлекаемой пластовой воды (П4), динамического уровня в межтрубье (П5) и т.д.

Для устранения обнаруженных нарушений технического состояния и (или) заданного режима работы скважин вырабатываются решения по корректировке межремонтного периода работы скважин (P1), изменению режима отбора жидкости (P2) или подвески колонны насосно-компрессорных труб (P3), заглушению поглощающих пропластков (P4) или водоносной части пласта (P5) и т.д.

В качестве иллюстрации рассмотрим 4 возможных варианта сопоставления признаков нарушений ЭК системы СП с симптомами нарушений, проявляющимися в интервале фильтра и по лифту (см. фиг.2).

Для этого нужно анализировать следующие параметры физического состояния добываемой смеси: температуру, дебит и отношение количества воды к нефти в добываемой жидкости.

В схеме, представленной на фиг.2, в блоках решения IF_i сравниваются текущие значения параметров физического состояния добываемой смеси с их начальными значениями (t=0) и наложением соответствующих ограничений (больше, меньше, равно), значения сигналов переводятся от входных точек 0 блоков решения IF_i к выходным точкам 1, 2, 3 блоков решения (Ц_1i, Ц_2i и Ц_3i соответственно). Так, например, в блоке решения IF₁ текущее значение температуры сравнивается с начальным значением температуры, в блоке решения IF₂ текущее значение дебита сравнивается с начальным значением дебита и, наконец, в блоке решения IF₃ сравниваются между собой текущее значение отношения воды к нефти в добываемой жидкости и начальное значение отношения воды к нефти в добываемой жидкости. Переходы значений сигналов от входной точки соответствующего блока решения к выходным точкам показаны в таблице.

Блоки AND_i и OR_i определяют степени принадлежности показаний блоков решения к тем или иным признакам технологических ситуаций, ожидаемых в процессе работы скважины.

Технологическая ситуация, возникающая в процессе работы скважины, определяется по значениям выходных переменных Ц_вых.1, Ц_вых.2, Ц_вых.3 и Ц_вых.4 схемы.

В процессе работы возможны следующие ситуации:

1. Скважина функционирует в заданном режиме:

В таком состоянии системы СП сигналы от входных точек 0 по всем блокам решения передаются к выходным точкам 1 (см. табл.).

2. Начало отклонения системы СП от заданного режима работы:

Эта ситуация фиксируется передачей сигналов в блоке решения IF₁ от входной точки 0 к выходным точкам 2 и (или) 3, а в блоке решения IF₂ от входной точки 0 к выходной точке 2.

3. Начало отложения твердых примесей по лифту:

Передача сигналов в блоке решения IF₁ осуществляется от входной точки 0 к выходной точке 3, а в блоке решения IF₂ от входной точки 0 к выходным точкам 1 и (или) 2.

4. Начало пробкообразования на забое:

Передача сигналов в блоке решения IF₁ осуществляется от входной точки 0 к выходной точке 3, в блоке решения IF₂ от входной точки 0 к выходной точке 2, а в блоке решения IF₃ от входной точки 0 к выходной точке 3.

Реализация предложенного способа позволит (см. фиг. 1): заблаговременно подготовить бригады подземного или капитального ремонта скважин (T1); минимизировать потери нефти в зоне поглощающих пропластков (T2); минимизировать количество извлекаемой пластовой воды (T3), которая при ее сливе в нефтесборных установках нарушает экологию; минимизировать количество закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления воды (T4); определить часть колонны насосно-компрессорных труб, погруженную в жидкость (T5) и, следовательно, механическую нагрузку в точке подвески; определить взаимовлияние скважин, разрабатывающих данную залежь (T6) и т.д.

Источники информации

[1] SU 643632, E 21 В 47/12, 1979.

[2] SU 834336, E 21 В 43/08, 1981.

[3] SU 1819994 E 21 В 47/06, 1993.

[4] SU 1339242, E 21 В 47/10, 1987.