Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с мгрп

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами (ПГИ). Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта (МГРП) с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Технический результат заключается в возможности оценки доли в притоке работающих интервалов низкой интенсивности. Способ заключается в реализации термокондуктивного принципа измерений скорости потока с помощью искусственного нагрева оптоволоконного чувствительного элемента. При этом для повышения точности способа обеспечивается синхронное одновременное определение интенсивности притока в нескольких точках ствола, причем нагрев и измерение температуры производится одновременно в пределах локальных зон или всей длины распределенной оптоволоконной измерительной системы, расположенной в стволе скважины в исследуемом интервале глубин. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами (ПГИ). Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в скважинах со сложным способом заканчивания (горизонтальные скважины - ГС, ГС с множественным ГРП, многоствольные скважины и пр.) с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Известен способ количественного определения профиля притока (приемистости) в скважине с помощью турбинного механического датчика скорости [1÷7]. О притоке (приемистости) судят по изменению по длине ствола скорости потока, определяемой по частоте оборотов турбинного механического датчика (вертушки). Недостатком данного способа является низкая точность при изучении небольших расходов, особенно при многофазных притоках и наличии в потоке механических примесей.

Известны также расходомеры, в основе работы которых лежит так называемый термокондуктивный принцип, содержащий датчик температуры, разогреваемый выше температуры окружающей среды, показания которого зависят от скорости потока, датчик и нагреватель могут как находится в непосредственной близости [8], так и на некотором расстоянии друг от друга [9].

Данные расходометры обладают большей чувствительностью к потоку, однако имеют существенный недостаток, связанный с сильным влиянием сложной структуры и нестабильности потока на чувствительный элемент прибора, имеющий малые размеры.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому авторами подходу является способ определения профиля притока, предполагающий мониторинг температуры с помощью волоконно-оптического интерферометра с термочувствительным элементом в рабочем плече. Чувствительный элемент нагревается с помощью радиационного нагревателя. Излучение нагревателя поглощается термочувствительным элементом, повышая его температуру. Интерферометр находится в потоке и обладает чувствительностью к его скорости (то есть фактически реализована стандартная идея термоанемометра с оптическим выходным сигналом)

Одним из его основных преимуществ по сравнению с рассмотренными выше аналогами является возможность работы с оптическим выходным сигналом [10]. Еще одним преимуществом данного способа состоит в том, что основной недостаток стандартного термоанемометра в этом случае существенно нивелируется за счет возможности изучать динамику показаний измерительного элемента в пределах временного интервала большой продолжительности.

Однако поскольку в данном способе предлагается использовать подогреваемый датчик ограниченной длины, сравнимой с шагом геофизической записи (то есть датчик фактически является точечным), ему также присущ основной недостаток классического термоанемометра - негативное влияние сложной структуры и нестабильности потока.

Таким образом общим недостатком всех перечисленных способов, включая прототип, является невозможность синхронных одновременных оценок интенсивности притока в нескольких точках ствола, скважины, что снижает точность решения задачи при нестабильной работе скважины, а также при наличии сложных условий для измерения притока напротив каждого продуктивного интервала.

Для устранения указанного недостатка в известном способе, заключающемся в реализации термокондуктивного принципа измерений скорости потока с помощью искусственного нагрева оптоволоконного чувствительного элемента, с целью повышения точности способа обеспечивается синхронное одновременное определение интенсивности притока в нескольких точках ствола, причем нагрев и измерение температуры производится одновременно в пределах локальных зон или всей длины распределенной оптоволоконной измерительной системы, расположенной в стволе скважины в исследуемом интервале глубин.

Таким образом реализуются синхронные измерения расхода во всем интервале исследований или локальных интересующих участках ствола скважины.

То есть речь идет о реализации датчика термоанемометра, распределенного по длине ствола. Эффективность его работы будет намного выше стандартного, поскольку позволяет производить одновременные оценки интенсивности притока во всем исследуемом интервале. В этом случае результаты оценки являются более достоверными, поскольку позволяют перманентно синхронно определять характеристики притока из каждого продуктивного интервала.

Технической задачей изобретения является количественная оценка доли в притоке работающих интервалов низкой интенсивности.

Основой решения данной технической задачи является предлагаемая авторами технология непрерывного мониторинга динамики распределения температуры по длине ствола подогреваемым оптоволоконным датчиком, работающим в режиме термоанемометра.

Для устранения указанного недостатка предлагается осуществлять подогрев протяженного участка, в идеальных условиях сравнимого по длине с изучаемыми объектами (продуктивными пластами, интервалами ствола скважины).

Это дополнительно позволяет обеспечить не только измерение температуры в заданной точке, но и контроль динамики изменения характера изменения температуры по длине ствола.

Реализация изобретения распределенного датчика подразумевает два подхода.

Первый подход предполагает анализ профиля распределения температуры по длине ствола с выделением участков термограмм вне интервалов притока. Результаты моделирования свидетельствуют, что в таких участках выделяется линейное распределение температуры по длине ствола, причем средний темп изменения температуры по длине в пределах линейного распределения пропорционален скорости движущегося в стволе потока флюида.

Второй подход также основан на анализе профиля распределения температуры по длине ствола, но отличается тем, что по нарушению монотонности изменения температуры по длине выделяются интервалы притока. Результаты моделирования показывает, что средний темп снижения температуры по длине названных интервалов зависит от их доли в дебите скважины, (см. рисунки, приведенные ниже).

Способ поясняется Рис. 1, на котором представлены результаты термомоделирования протяженного линейного нагреваемого оптоволоконного элемента, омываемого потоком флюида линейной симметрии, движущегося с постоянной скоростью. Измерения выполняются вне интервалов притока.

На Рис. 1. указаны:

а) графики температуры, регистрируемой на оптоволоконном кабеле при нагревании его участка (шифр кривых - скорость потока флюида, время нагрева 1020 с,

б) амплитуда изменения температуры в зависимости от скорости потока.

Из Рис. 1 следует, что от интенсивности движения омывающего датчик флюида зависит не только температура датчика, но и характер изменения температуры по его длине. В большей части длины профиль температуры имеет постоянный наклон, величина которого связана со скоростью потока.

Пример осуществления изобретения представлен на Рис. 2.

Согласно предлагаемому изобретению, в ствол скважины спускается оптоволоконный кабель с возможностью локального нагрева в интервалах исследования.

Локальные интервалы исследований выбираются в соответствии с особенностями скважины и геологического строения вскрываемых ею пластов показаны на Рис. 3.

Преимущество описанного подхода перед классическими методиками измерений в том, что появляется возможность синхронной количественной оценки профиля притока по всей длине ствола скважины в условиях нестабильного притока. Дополнительным преимуществом предлагаемого изобретения является возможность его комбинации с уже используемыми системами DAS и DTS, (измерения пассивных акустических сигналов и температуры распределенным датчиком на основе оптоволокна) что позволяет унифицировать и осуществлять полный контроль над работой скважины в реальном времени.

Благодаря распределенному (другой вариант - точечно-распределенному) постоянному или циклическому нагреву в перманентной кабельной измерительной системе, устанавливаемой в стволе ГС, реализуется принцип «распределенной термоанемометрии» (или «распределенной термокондуктивной расходометрии»). Тем самым, на практике появляется возможность расширить диапазон применения технологии распределенного ОВС термомониторинга с 20% (потенциальный текущий охват для объектов «ГПН») до 100% (потенциально усовершенствованная технология позволяет применить ОВС распределенной мониторинг на любой эксплуатационной ГС, где технически возможно осуществить спуск измерительной аппаратуры).

Литература

1. Патент США 3756059, 1973, кл. 73-221

2. Патент СССР 611113 G01F 1/12, опубликовано 25.05.1978, Н.Я. Мухортов, А.Ш Фатхутдинов, Тубинный расходомер

3. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980, 224 с.

4. Абрукин А.Л. Потокометрия скважин. М., Недра, 1978

5. Патент 2205952 Е21В 47/10, G01F 1/12, опубликовано 10.06.2003 Анохина Е.С., Габдуллин Ш.Т., Корженевский А.Г. и др. Скважинный расходомер

6. Патент 2324146 G01F 1/12, опубликовано 10.05.2008 Короткое П.Ф. Турбинный расходомер

7. Патент СССР SU 1079832 Е21В 47/10 опубликовано 15.03.84 В.А. Чесноков Турбинный расходомер

8. Скважинный термокондуктивный расходомер СТД, И.Г. Жувагин, С.Г. Комаров, В.Б. Черный М., Недра 1973.

9. Патент СССР 2108457 Е21В 47/00 Е21В 47/10 опубликован 10.04.1998 Чесноков В.А. Устройство для измерения притока флюида в скважине

10. Патент РФ 2060504 G01P 5/10 опубликован 20.05.1996 Власов Ю.Н., Маслов В.К., Сильвестров С.В. Оптико-волоконный термоанемометр

1. Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта (МГРП), заключающийся в реализации термокондуктивного принципа измерений скорости потока с помощью искусственного нагрева оптоволоконного чувствительного элемента, отличающийся тем, что с целью повышения точности способа обеспечивается синхронное одновременное определение интенсивности притока в нескольких точках ствола, причем нагрев и измерение температуры производится одновременно в пределах локальных зон или всей длины распределенной оптоволоконной измерительной системы, расположенной в стволе скважины в исследуемом интервале глубин.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что анализируется профиль распределения температуры по длине ствола, выделяются участки вне интервалов притока, в пределах которых определяется средний темп изменения температуры по длине, по величине которого оценивается скорость течения флюида.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что анализируется профиль распределения температуры по длине ствола, по нарушению монотонности изменения температуры по длине выделяются интервалы притока, определяется средний темп снижения температуры по длине названных интервалов, по которой оценивается их доля в дебите скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения взрывных шпуров. Тренажер глазомерного определения пространственного положения забуриваемых шпуров содержит имитатор буровой машины, включающий буровой молоток с буровой штангой.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам передачи информации в скважине по гидравлическому каналу связи. Техническим результатом является повышение эффективности передачи информации за счет увеличения амплитуды импульсов давления.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и используется для определения точности установки технических колонн труб в кондукторе при строительстве скважин на шельфе.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин (ПГИ), и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к области термометрии. Техническим результатом является упрощение технологии, повышение точности измерений температуры за счет подавления температурных колебаний, вызванных свободной тепловой конвекцией.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при управлении скважиной на нефтяных месторождениях. Технической результат - повышение достоверности контроля обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит датчик влагомера и блок детектирования плотномера, взаимодействующий с источником гамма-излучения, заключенным в защитный экран, герметичный короб с электронным блоком обработки сигналов и компьютер.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для насосной системы в скважине. Система включает двигательный узел, насос, приводимый в движение двигательным узлом, а также один или более датчиков, сконфигурированных для измерения рабочего параметра в насосной системе и для выдачи сигнала, являющегося представлением измеренного параметра.

Изобретение относится к геологии и горному делу и может быть использовано при геологическом исследовании и изучении хвостохранилищ, эфельных отвалов, иных массивов, сложенных на основе тонко дробленых и/или измельченных минеральных масс, в том числе, химически опасных продуктов.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к инспектированию скважин и передаче информации о результатах контроля параметров технологического процесса добычи нефти и газа, и может быть использовано для снятия показаний и контроля проводимых работ на нефтегазовых скважинах и нефтепромысловом оборудовании, не оснащенных или частично оснащенных АСУ ТП.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами. Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Технический результат заключается в возможности оценки доли в притоке работающих интервалов низкой интенсивности. Способ заключается в реализации термокондуктивного принципа измерений скорости потока с помощью искусственного нагрева оптоволоконного чувствительного элемента. При этом для повышения точности способа обеспечивается синхронное одновременное определение интенсивности притока в нескольких точках ствола, причем нагрев и измерение температуры производится одновременно в пределах локальных зон или всей длины распределенной оптоволоконной измерительной системы, расположенной в стволе скважины в исследуемом интервале глубин. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх