Способ определения дебитов воды, нефти, газа

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, в частности для определения фазовых дебитов скважин. Согласно способу по меньшей мере один контейнер, содержащий по меньшей мере одну матрицу, выполненную из материала с различной растворимостью в пластовом флюиде различного состава и содержащую диспергированные в материале матрицы трассеры-метки в виде частиц с различными физико-химическими свойствами, устанавливают на необходимой глубине и/или в устье скважины с обеспечением контакта с добываемым пластовым флюидом. Причем предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах с различным соотношением воды, жидкого углеводорода и природного газа и в зависимости от скорости потока. При этом контейнер может быть выполнен с возможностью замены по мере растворения матрицы, а также высвобождения из матрицы, при взаимодействии ее с пластовым флюидом, трассеров-меток и/или с использованием внешнего управляющего сигнала, в том числе после остановки скважины. При этом контейнер выполнен с возможностью использования в работающих или в новых скважинах в составе камеры, встроенной в фильтры или трубы, или в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки, причем по анализу зарегистрированных на выходе из скважины меток-трассеров с использованием ранее определенной растворимости матриц в модельных растворах рассчитывают дебиты воды, нефти, газа. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве при одновременном повышении точности и упрощении способа. 9 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

В рамках настоящей заявки термин «заканчивание скважины» означает (см. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин: Учеб. для вузов-М.: Недра, 1979, Теория и практика заканчивания скважин: в 5 т/ А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др. - М.: Недра, 1997-1998, Т. 1-5) спуск компоновки из труб, возможно фильтров (через них течет жидкость) или последующей перфорации, пакеров (изолирующие элементы) и подвески (крепежное приспособление (якорь) для того, чтобы вся конструкция фиксировалась в указанном месте).

Определение фазовых дебитов скважин является одной из важнейших задач для нефтегазодобывающей промышленности. Данная задача стоит не только во время исследования разведочных скважин, освоения вновь, пробуренных скважин, но и в процессе мониторинга работы эксплуатационных скважин.

Существуют два основных направления расходометрии.

Традиционным методом измерения многофазного потока является фазовая сепарация и замер каждой фазы по отдельности. Это является самым простым и надежным способом измерения многофазного потока. К недостаткам следует отнести необходимость проводить замеры и испытания с сепаратором, которые требуют соблюдения соответствующих мер безопасности и наличия трубной обвязки испытательного оборудования. Данное решение не всегда приемлемо, например, при разработке морских месторождений с использованием платформ или удаленных месторождений, вследствие ограничений по площади поверхности и массе используемого оборудования.

Другим традиционным направлением является оценка дебитов работы скважины без разделения фаз - многофазная расходометрия. Основными принципами замера расхода смеси являются: замеры дифференциального давления на сужающем устройстве, механические замеры расхода и кросс-корреляционные методы. Фракции в потоке определяют с применением замеров поглощения гаммаизлучения, оценки общих электрических свойств и применением ультразвуковой технологии. Каждая из технологий обладает рядом недостатков и преимуществ и может применяться в зависимости от специфики поставленных задач. Наиболее точными, универсальными и надежными устройствами на сегодняшний день считаются расходомеры, построенные на принципе замеров дифференциального давления и гаммапоглощения. К недостаткам данных технологий можно отнести не только высокую стоимость испытаний, но и довольно узкий диапазон параметров работы скважины (дебит, обводненность и газовый фактор), при выходе за который приходится заново настраивать стенд, используя корреляционные методы.

Известен (SU, авторское свидетельство 987554, опубл. 1981) способ исследования скважин, заключающийся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флюоресцина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста.

Недостатком известного способа следует признать его малую информативность и не пригодность для исследования промысловых скважин по добыче углеводородов.

Известен (SU, патент 1473405, опубл. 1987) способ определения характера фильтрации жидкости в пласте, основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину с последующим его определением в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы, устойчивые к пластовой жидкости (эритрозин, акридиновый оранжевый, эозин, флюоресцин или родамин Ж).

Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность.

Известен (SU, патент 1684491, опубл. 1989) способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов. Согласно известному способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.

Недостаток указанного способа состоит в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.

Известен (US, патент 4742873, опубл. 1988) способ исследования динамических процессов газовой среды. Согласно известному способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в добываемой продукции.

Недостаток указанного способа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства по отношению к пластовым условиям, что вносит значительную погрешность в определение объективной картины миграции газа при эксплуатации многопластового месторождения углеводородов.

Известен (RU, патент 2167288, опубл. 2001) способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа. Согласно известному способу в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе, в каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую нагнетательную скважину, строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направление внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.

Недостаток этого способа связан с тем, что при отборе пробы нарушается технологический режим работы газовой скважины, заключающийся в том, что необходимо одновременно ежесуточно отбирать пробы газа из добывающих скважин в течение длительного времени, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации ПХГ.

Известен (RU, патент 2482272, опубл. 2013) способ контроля за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки, причем устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды.

Недостатком известного способа следует признать его малую информативность.

Техническая проблема, решаемая посредством реализации разработанного способа, состоит в расширении номенклатуры способов контроля работы промысловых скважин.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве при одновременном повышении точности и упрощении способа.

Для постижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения дебитов воды, нефти, газа. При реализации разработанного способа, по меньшей мере, один контейнер, содержащий, по меньшей мере, одну матрицу, выполненную из материала с различной растворимостью в пластовом флюиде различного состава и содержащую диспергированные в материале матрицы трассеры -метки в виде частиц с различными физико-химическими свойствами, предпочтительно, равномерно распределенные в материале матрицы, устанавливают на необходимой глубине и/или в устье скважины с обеспечением контакта с добываемым пластовым флюидом, причем предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах различного с различным соотношением воды, жидкого углеводорода и природного газа и в зависимости от скорости потока, при этом контейнер может быть выполнен с возможностью замены по мере растворения матрицы, а также с возможностью высвобождения из матрицы, при взаимодействии ее с пластовым флюидом, трассеров-меток и/или с использованием внешнего управляющего сигнала, в том числе после остановки скважины, при этом контейнер выполнен с возможностью использования в работающих или в новых скважинах в составе камеры, встроенной в фильтры, патрубки или в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки, по анализу зарегистрированных на выходе из скважины меток -трассеров с использованием ранее определенной растворимости матриц в модельных растворах рассчитывают дебиты воды, нефти, газа.

Предпочтительно в качестве внешнего управляющего сигнала используют изменение режима работы скважины или импульса давления. Например, в некоторых вариантах реализации разработанного способа при уменьшении дебита скважины возможно открытие клапанов, которые направляют поток через камеру с трассерами и, таким образом, позволяют трассерам вымываться потоком.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа в разные интервалы скважины устанавливают контейнеры с матрицами, содержащие трассера-метки с различными физико-химическими характеристиками. Например, в один интервал скважины устанавливаются флуоресцентные трассера красного цвета, которые выделяются при прохождении воды из пласта в скважину, другой интервал оснащается флуоресцентными трассерами зеленого цвета. При добыче, на устье скважины берется проба и анализируется, например, на содержание трассеров красного и зеленого цвета и по абсолютному и относительному количеству трассеров красного и зеленого определяется абсолютный и относительный дебит из каждого интервала.

Преимущественно трассеры-метки с различными физико-химическими характеристиками используют при прохождении пластового флюида различного состава, при этом по концентрации или количеству высвободившихся трассеров - меток, реагирующих на определенный компонент пластового флюида определяют количество компонентов пластового флюида, пришедшего из данного продуктивного интервала скважины. Например, скорость растворения материала матриц определяет количество трассеров, которое вымывается и попадает в поток в единицу времени. При анализе проб определяют количество трассеров, что однозначно дает информацию о количестве жидкости, прошедшем из данного интервала.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа продуктивные интервалы скважины, в которые устанавливают контейнеры с трассерами-метками, на время измерений изолируют друг от друга во избежание перетоков и снижения точности замеров. Это делается, например, за счет установки заколонных пакеров.

Равномерное распределение трассеров-меток в матрице позволяет определять прямое соответствие количества высвобождаемых из матрицы трассеров потоку омываемого матрицу флюида (воды, углеводородной среды, газа, в зависимости от типа матрицы) в течение всего времени жизни матрицы.

Исполнение матрицы в составе камеры, встроенной в скважинные фильтра, позволяет проводить мониторинг притока в режиме реального времени в новых скважинах сразу после запуска скважины на добычу без проведения каких-либо дополнительных операций.

Исполнение матрицы в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки не требует изменения утвержденным планом работ состава компоновки, поскольку не меняют длины компоновки и ее элементов, а также не требует извлечения устройств из скважины после завершения времени жизни матриц, а также позволяет проводить мониторинг притока в скважинах, эксплуатируемых при помощи ЭЦН, в частности в скважинах с МГРП.

Предпочтительно при реализации разработанного способа используют более одной матрицы, причем матрицы выполнены из материалов с различной растворимостью, при этом предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах различного с различным соотношением воды и жидкого углеводорода в зависимости от скорости потока (расхода скважинного флюида). И на основе предварительно определенных значений растворимости при различных условиях и по количеству определенных трассеров - меток различного типа, выявленных в потоке извлекаемого из скважины флюида определяют более точно соотношение воды и углеводорода в скважинном флюиде.

В одном из вариантов реализации в качестве трассеров-меток используют вещества, способные люминесцировать под действием УФ излучения.

В другом варианте реализации в качестве трассеров-меток используют вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью.

Это не ограничивает перечень материалов, которые могут быть использованы в качестве трассеров - меток.

Матрицы с трассерами-метками могут быть выполнены, в том числе, и с возможностью истирания за счет абразивного действия твердых частиц, присутствующих в газе.

Обычно концентрацию трассеров-меток определяют путем автоматического считывания их в потоке либо путем отбора проб на устье.

Дополнительно на выходе из камеры расходомера можно установить ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.

В некоторых случаях матрицы используют для определения притока после проведения многостадийного гидроразрыва пласта.

Иногда матрицы устанавливают в составе фильтров или первоначального заканчивания и используют для определения притока. Также матрицы могут устанавливать в составе повторного заканчивания и используют для определения притока.

Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые матрицы способны выделять уникальные трассеры -метки под действием только одного из компонентов потока, то, проведя на выходе из скважины количественный анализ присутствующих в потоке трассеров-меток, можно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов измерить количественный состав скважинного флюида.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа при спуске в составе заканчивания, каждый участок заканчивания, перекрывающий определенный добывающий интервал скважины, оснащен контейнерами с уникальным набором трассеров-меток.

Контейнер может быть установлен с возможностью ее замены после высвобождения трассеров-меток из матрицы.

В качестве трассеров-меток могут быть использованы нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют матрицы, имеющие консистенцию геля.

В базовом варианте разработанный способ может быть реализован следующим образом.

В промысловую скважину устанавливают индикаторный многофазный расходомер. Расходомер в данном случае представляет из себя камеру, в которой установлены, по меньшей мере, одна матрица, содержащая в себе трассера-метки, причем матрица выполнена из материала, способного растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды и газа, либо растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и газу, либо растворяться или разлагаться только при воздействии газовой среды. Также возможно высвобождение трассеров-меток с использованием внешнего управляющего сигнала. Измеряя тем или иным образом концентрацию высвободившегося трассера-метки, возможно однозначным образом определить расход нефти, воды, газа, прошедшие через устройство. Водорастворимые матрицы могут быть сделаны, например, из поливинилового спирта или другого водорастворимого материала. Нефтерастворимые матрицы могут быть сделаны, в частности, из вязкого битума. В качестве трассеров могут быть использованы, в частности, микроскопические флуоресцентные частицы размером 1-1000 микрометров. В частности, на скважине Окуневского месторождения были установлены внутрискважинные расходомеры в составе компоновки для многостадийного гидроразрыва пласта для определения притока воды и нефти после проведения работ и запуска скважины в добычу. Были получены количественные и качественные результаты по притоку воды и нефти из различных интервалов скважины, определено качество выполнения работ по гидроразрыву пласта. А так же получены результаты работы скважины в реальном времени.

Одним из вариантов реализации разработанного способа является включение расходомерного устройствах флуоресцентными или люминесцентными маркерами в системы заканчивания, например в противопесочные фильтры, и спуске расходомерного устройства в скважину, выделении либо образовании в различных интервалах скважины трассеров-меток и отслеживании их эволюции при распространении в потоке вдоль ствола скважины. Также возможно оснастить различные интервалы маркерами различного цвета, которые высвобождаются при прохождении воды, нефти, газа.

Для измерения расхода флюида возможно использовать технологию включения флуоресцентных частиц размером 1-1000 мкм в матрицы. Путем автоматического считывания либо отбора проб на устье, измерении концентрации частиц в отбираемых пробах, возможно определить характеристики притока во времени, определить расход нефти, воды и/или газа, определить работающие интервалы скважины во время освоения, определить время прорыва воды, сделать количественные оценки, а также локализовать место прорыва.

Использование в качестве трассеров-меток частиц размером 1-1000 мкм позволяет измерить концентрацию с высокой точностью и позволит количественно определить расход нефти и воды из различных продуктивных интервалов. Возможна модификация оборудования для принудительного выделения маркеров при подаче управляющего сигнала, например, с помощью повышения давления на устье.

Данный подход позволит на этапе освоения скважины определить работающие нефтью интервалы и оценить эффективность освоения. На более позднем этапе технология позволит определить интервалы прорыва воды для последующих ремонтно-изоляционных работ.

Также вариантом реализации технологии является установка расходомера, основанного на выделении трассеров-меток, на устье скважины для определения дебита нефти, воды, газа.

Способ состоит в следующем. В процессе работы скважины трехфазная смесь поступает в камеру расходомера и проходит через контейнеры. Оболочка контейнеров (матриц) начинает разлагаться/разрушаться и выделять запакованные трассера-метки, и смешиваться с протекающим флюидом. По концентрации трассеров-меток в прошедшем через контейнеры потоке можно однозначно определить расход воды, углеводородов или газа через устройство. Расход газа может быть дополнительно измерен с помощью широко используемых в настоящий момент ультразвуковых датчиков расхода, установленных, при необходимости, на выходе из камеры индикаторного расходомера. Для калибровки расходомера можно использовать лабораторные испытания, по результатам которых определяется соответствие концентрации высвободившихся трассеров-меток из матриц, установленных в расходомере, объемам воды, нефти, газа, проходящих через камеру расходомера.

Индикаторами также могут являться более 100 различных веществ. В качестве трассеров-меток могут быть использованы следующие виды индикаторов:

флуоресцентные вещества (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С и т.д.),

индикаторы радикального типа (например, соединения из класса азотистых - мочевина, аммиачная сера, стабильные нитроксильные радикалы и их производные (амины, соли аминов). Достоинствами подобных индикаторов являются растворимость в воде, отсутствие аналогов в природе, биологически неактивны, химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях; вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов (например, растворы солей бария, бор, кадмий, редкоземельные элементы); радиоактивные изотопы (например, тритий - с большим периодом полураспада);

вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью;

нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм, например металлические, либо флуоресцентные и/или люминесцентные.

Матрицы могут быть изготовлены, например, из битума, каучука, желатина, гипса, растворимого в воде поливинилового спирта, растворимой бумаги, а также из веществ, используемых в фармацевтической промышленности для производства капсул.

При прохождении газа, например, матрицы с трассерами-метками могут начать истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.

Выполнение матриц в виде центраторов, или устройств с гибкими распирающими частями, которые позволяют фиксироваться в стволе скважины, позволяет спускать расходомерные устройства на каком-либо инструменте (НКТ, ГНКТ, геофизический кабель) в работающие скважины и устанавливать их в заданные интервалы. В случае эксплуатации скважины при помощи ЭЦН происходит подъем ЭЦН, спуск устройства на инструменте в самый нижний из заданных интервалов, подъем инструмента, последовательный спуск следующих расходомерных устройств на том же инструменте в остальные интервалы скважины, монтаж ЭЦН и продолжение эксплуатации скважины с мониторингом притока из всех интервалов, в которые были установлены расходомерные устройства.

Исполнение устройства в составе камеры с матрицей, встроенной в скважинные фильтра, позволяет оснащать различные интервалы новой скважины матрицами с трассерами-метками в процессе спуска компоновки заканчивания, не осуществляя никаких дополнительных операций.

Исполнение матрицы в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки заканчивания имеет основную область применения скважины, на которых проводится Многостадийный Гидроразрыв Пласта (МГРП).

В этом случае устройство состоит из камеры, по бокам которой установлены кольца торцовые, служащие для крепления расходомера к трубе, входящую в компоновку системы заканчивания, на которую устанавливается устройство, при помощи стопорных винтов. Внутри камеры располагается матрицы.

Устройство закрепляют на трубы или фильтра компоновки хвостовика и фиксируют винтами и после спуска компоновки в скважину оно оказывается в заданном интервале скважины.

Вариант установки подобного расходомерного устройства в скважину представлен на типовой схеме заканчивания скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, закрепляемом на одном из элементов компоновки хвостовика, но не являющемся при этом непосредственно частью хвостовика.

Расходомерные устройства устанавливают на трубу с двух сторон от муфты, предназначенной для проведения гидроразрыва пласта, телескопическим образом. Это достигается за счет того, что внутренний диаметр устройств позволяет установку на трубах в составе компоновки заканчивания, с последующим его закреплением на трубе с помощью винтов.

Различные интервалы скважины оснащаются расходомерными устройствами с различными по цвету трассерами.

С использованием анализа проб на устье скважины определяют количественное содержание трассеров всех цветов, на основании чего делается вывод о характере и величине притока в каждом из интервалов, в котором установлены расходомерные устройства, и в частности позволяет оценить приток нефти и интервалы прорыва воды после проведения гидроразрыва пласта.

Устройство может быть установлено снаружи труб компоновки заканчивания телескопическим образом с последующим креплением на трубах, при этом в случае компоновки заканчивания с МГРП рекомендуется установка двух устройств с матрицами одних и тех же свойств по обе стороны от муфты ГРП для обеспечения хорошего омывания матриц потоком вне зависимости от локализации разрыва пласта.

Все вышеописанные исполнения матриц позволяют проводить мониторинг притока в режиме реального времени.

Данное изобретение может быть использовано, по меньшей мере, для:

- измерения поинтервального дебита воды, нефти и/или газа;

- измерения общего дебита воды, нефти и/или газа на скважине;

- определения времени и места прорывов воды или газа;

- определения интенсивности работы отдельных интервалов при освоении скважин;

- периодического контроля фазового состава добываемого флюида;

- предотвращения обводненности скважины путем своевременного измерения содержания воды в добываемом флюиде;

- оценки экономики скважины.

К преимуществам разработанного способа можно отнести, в частности:

- низкую себестоимость исследований по сравнению с другими методами;

- отсутствие радиоактивных веществ в системе измерения;

- простоту оборудования, небольшие размеры/вес;

- экологическую безопасность и не токсичность применяемых при измерениях материалов.

1. Способ определения дебитов воды, нефти, газа, характеризуемый тем, что по меньшей мере один контейнер, содержащий по меньшей мере одну матрицу, выполненную из материала с различной растворимостью в пластовом флюиде различного состава и содержащую диспергированные в материале матрицы трассеры - метки в виде частиц с различными физико-химическими свойствами, устанавливают на необходимой глубине и/или в устье скважины с обеспечением контакта с добываемым пластовым флюидом, причем предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах с различным соотношением воды, жидкого углеводорода и природного газа и в зависимости от скорости потока, при этом контейнер может быть выполнен с возможностью замены по мере растворения матрицы а также высвобождения из матрицы, при взаимодействии ее с пластовым флюидом, трассеров-меток и/или с использованием внешнего управляющего сигнала, в том числе после остановки скважины, при этом контейнер выполнен с возможностью использования в работающих или в новых скважинах в составе камеры, встроенной в фильтры или трубы, или в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки, причем по анализу зарегистрированных на выходе из скважины меток-трассеров с использованием ранее определенной растворимости матриц в модельных растворах рассчитывают дебиты воды, нефти, газа.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют в качестве внешнего управляющего сигнала изменение режима работы скважины или импульса давления.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в разные интервалы скважины устанавливают контейнеры с матрицами, содержащие трассеры-метки с различными физико-химическими характеристиками.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выделяют трассеры-метки с различными физико-химическими характеристиками при прохождении пластового флюида различного состава, при этом по концентрации или количеству высвободившихся трассеров-меток определяют количество компонентов пластового флюида, пришедшего из данного продуктивного интервала скважины.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что продуктивные интервалы скважины, в которые устанавливают контейнеры с трассерами-метками, на время измерений изолируют друг от друга во избежание перетоков и снижения точности замеров.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве трассеров-меток используют вещества, способные люминесцировать или флуоресцировать под действием УФ-излучения, вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью или матрицы с трассерами-метками выполнены с возможностью истирания за счет абразивного действия твердых частиц, присутствующих в газе.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация трассеров-меток определяют путем автоматического считывания их в потоке либо путем отбора проб на устье.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно на выходе из камеры расходомера устанавливают ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что контейнеры или матрицы используют для определения притока после проведения многостадийного гидроразрыва пласта.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что контейнеры или матрицы устанавливают в составе фильтров повторного или первоначального заканчивания и используют для определения притока.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для контроля за разработкой продуктивного пласта. Способ включает получение флуоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину, введение маркера с указанной несущей средой в скважину, отбор проб из скважины и их анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости с использованием флюорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида.

Группа изобретений относится к скважинным насосам, в частности к способу и устройству для определения производительности скважинных насосов. Технический результат – повышение точности в определении производительности упомянутых насосов.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится геонавигации при бурении скважин. В частности, предложен способ оценки местоположения буровой скважины, включающий в себя: размещение акустического датчика в первой буровой скважине в формации, причем акустический датчик имеет несколько точек измерения, расположенных по длине первой буровой скважины; бурение буровым ставом части второй буровой скважины в формации; прием распределенных данных акустических измерений во время бурения от нескольких точек измерения, причем данные акустических измерений по меньшей мере отчасти основаны на акустическом сигнале, генерированном буровым ставом и обнаруженном в нескольких точках измерения, и включают в себя несколько сейсмотрасс, каждая из которых связана с отличающимся местоположением вдоль первой скважины; обработку данных измерений для оценки расстояния между буровым ставом и акустическим датчиком, причем обработка данных включает в себя взаимную корреляцию нескольких сейсмотрасс и расчет максимума взаимной корреляции, связанной с каждой сейсмотрассой, генерирование графика максимума взаимной корреляции и оценку указанного расстояния на основе вершины этого графика; и управление параметрами направления бурения исходя из расстояния.

Изобретение относится к средствам электромагнитного каротажа скважины. В частности, предложен антенный блок, содержащий: бобину, выполненную с возможностью размещения вокруг внешней поверхности оправки для закрепления инструмента и имеющую внешнюю поверхность бобины; катушку, содержащую множество обмоток, намотанных вокруг бобины вдоль по меньшей мере части внешней поверхности бобины; и множество ферритов, расположенных в канавке, выполненной на внешней поверхности оправки для закрепления инструмента.

Изобретение относится к несущим корпусным конструкциям для геофизических приборов, функционирующих в условиях знакопеременных осевых нагрузок, крутящих и изгибающих моментов, а также высокого внешнего давления и температуры.

Изобретение относится к средствам электромагнитного каротажа скважины. В частности, предложен антенный блок, содержащий бобину, выполненную с возможностью размещения вокруг внешней поверхности оправки для закрепления инструмента и имеющую внешнюю поверхность бобины.

Группа изобретений относится к области скважинных инструментов, связанных с вращательным бурением в геологических пластах. Технический результат – повышение эксплуатационного ресурса скважинного оборудования, защита от механических повреждений и вибраций.

Группа изобретений относится к способам и устройству калибровки контроллеров штанговых насосов для использования в скважинах. Технический результат заключается в повышении точности определения позиции устьевого сальникового штока, а также в сокращении срока и трудозатрат, связанных с определением позиции устьевого сальникового штока.

Изобретение относится к области геофизических исследований обсаженных скважин с целью контроля качества цементирования обсадных колонн. Технический результат заключается в повышении точности измерений за счет снижения уровня акустических шумов и помех при движении прибора в скважине, а также в упрощении конструкции прибора и повышении его надежности и удобства эксплуатации.

Группа изобретений относится к способу и устройству для определения эксплуатационных параметров насосной установки для использования в скважинах. Технический результат заключается в обеспечении перемещения полированного штока с более постоянной скоростью. Способ определения эксплуатационных параметров насосной установки для использования в скважине включает в себя: определение первого угла плеча кривошипа в насосной установке; определение первого коэффициента момента для насосной установки, включающего в себя скорость изменения положения полированного штока относительно угла плеча кривошипа насосной установки; определение скорости, при которой должен работать двигатель насосной установки, чтобы обеспечить перемещение полированного штока при эталонной скорости полированного штока, на основании первого угла плеча кривошипа, первого коэффициента момента и эталонной скорости полированного штока; перемещение полированного штока на протяжении первого цикла насосной установки, используя двигатель; определение первых значений числа импульсов двигателя на протяжении первого цикла, используя первый датчик в первые моменты, при этом первые моменты распределены с равными промежутками; определение первых значений положения полированного штока на протяжении первого цикла, используя второй датчик в первые моменты; связывание первых значений числа импульсов с соответствующими значениями из первых значений положения для калибровки процессора насосной установки; и создание справочной таблицы с использованием первых значений числа импульсов и первых значений положения, полученных в первые моменты, для отображения корреляции между первыми значениями числа импульсов и первыми значениями положения. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, в частности для определения фазовых дебитов скважин. Согласно способу по меньшей мере один контейнер, содержащий по меньшей мере одну матрицу, выполненную из материала с различной растворимостью в пластовом флюиде различного состава и содержащую диспергированные в материале матрицы трассеры-метки в виде частиц с различными физико-химическими свойствами, устанавливают на необходимой глубине иили в устье скважины с обеспечением контакта с добываемым пластовым флюидом. Причем предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах с различным соотношением воды, жидкого углеводорода и природного газа и в зависимости от скорости потока. При этом контейнер может быть выполнен с возможностью замены по мере растворения матрицы, а также высвобождения из матрицы, при взаимодействии ее с пластовым флюидом, трассеров-меток иили с использованием внешнего управляющего сигнала, в том числе после остановки скважины. При этом контейнер выполнен с возможностью использования в работающих или в новых скважинах в составе камеры, встроенной в фильтры или трубы, или в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки, причем по анализу зарегистрированных на выходе из скважины меток-трассеров с использованием ранее определенной растворимости матриц в модельных растворах рассчитывают дебиты воды, нефти, газа. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве при одновременном повышении точности и упрощении способа. 9 з.п. ф-лы.

Наверх