Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при увеличении эффективности добычи нефти и газа, а также при изучении флюидодинамики газовой среды на месторождениях углеводородов, в том числе и подземных хранилищах газа. Согласно способу используют оборудование заканчивания скважины, компоненты которого содержат по меньшей мере два разных пути для прохода флюида из пласта в добывающую трубу и один переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения под действием потока флюида и перенаправления потока флюида по одному из путей в добывающую трубу. Индикаторы-трассеры устанавливают на пути, по которому проходит поток после переключения клапана. На устье скважины регистрируют наличие трассеров, выделенных при прохождении потока из пласта в добывающую трубу, в выходном потоке скважинного флюида. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о составе скважинного флюида за счет более точного определения содержания природного газа в скважинном флюиде. 5 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при увеличении эффективности добычи нефти и газа, а так же изучении флюидодинамики газовой среды на месторождениях углеводородов, в том числе и подземных хранилищах газа.

Известен способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов (SU, авторское свидетельство 1684491, опубл. 30.03.89). Согласно разработанному 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 заключается 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 (RU, патент 2482272, опубл. 20.05.2013). Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов. Сущность известного способа состоит в том, что проводят контроль за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки (жидкие либо твердые вещества, содержащие небольшие количества красителей, солей, радиоактивные препараты, присутствие которых легко определяется физическими или химическими методами анализа), 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. В целом сущность изобретения направлена на увеличение получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.

Недостатком известного способа является необходимость периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт и отсутствие возможности контроля развития паровой камеры в силу того, что использование трассеров не позволяет оценивать притоки нефти иначе, чем со стороны нагнетательных скважин, так как трассерные (индикаторные) методы исследования нефтяных пластов обеспечивают возможность определить истинную скорость и направление движения пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, распределение потоков по пластам, между отдельными скважинами и источниками их обводнения, исследовать анизотропию коллекторов и т.д., но не обеспечивают возможность исследования пластов по всему объему, т.е. не обеспечивает возможность контролирования развития паровой камеры.

Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (RU, патент 2569143, опубл. 20.11.2015) способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства, содержащего блок управления и считывания, включающий установку на скважине, по меньшей мере, одной камеры, содержащей трассера-метки с последующим количественным контролем скважинного флюида на содержание трассера-метки в потоке скважинного флюида, причем камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. При реализации способа камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид, в которой установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды, или растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и углеводородному газу, или растворяться или разлагаться только при воздействии углеводородного газа, при этом контейнер или матрица каждого вида содержит трассеры-метки с различными физико-химическими свойствами.

Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые контейнеры или 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, невозможно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что не позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов измерить количественный состав скважинного флюида. Кроме того, не известен трассер, способный реагировать только на природный газ. Следовательно, непосредственно контролировать содержание природного газа в скважинном флюиде невозможно.

Техническая задача, 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 составе скважинного флюида за счет более точного определения содержания природного газа в скважинном флюиде.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины. При реализации разработанного способа используют оборудование заканчивания скважины, компоненты которого содержат, по меньшей мере, два разных пути для выхода флюида из пласта в добывающую трубу и один переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения под действием потока флюида и перенаправления потока флюида по одному из путей в добывающую трубу, причем индикаторы-трассеры устанавливают на пути, по которому проходит поток после переключения клапана, при этом на устье скважины регистрируют наличие трассеров, выделенных при прохождении потока из пласта в добывающую трубу, в выходном потоке скважинного флюида.

Предпочтительно при реализации способа используют клапан, выполненный с возможностью переключения потока в зависимости от фазового состава проходящего флюида. Примером такого клапана может служить устройство, описанное в патенте РФ 2562712. Разработанный способ применим для определения природного газа в скважинном флюиде. Применение способа для этой цели обусловлено тем, что не известны индикаторы, работающие только на определение природного газа. Поэтому возможен такой вариант реализации разработанного способа, когда используют два разных пути для прохода флюида из пласта в добывающую трубу и один переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения под действием потока флюида и перенаправления потока флюида по одному из путей в добывающую трубу, причем индикаторы-трассеры устанавливают на пути, по которому проходит поток после переключения клапана. В этом случае на одном из указанных путей размещают трассеры, которые метят проходящую жидкость и предоставляют информацию о потоке флюида, прошедшего через эти трассеры, то есть информацию о содержании воды в скважинном флюиде и/или трассеры, несущие информацию о содержании углеводородов (нефть и природный газ) в скважинном флюиде, а на втором пути, по которому после переключения клапан направляет поток природного газа из флюида, размещают индикаторы которые указывают только на содержание газа(углеводородов), причем трассеры этой матрицы отличаются от трассеров первой матрицы. После регистрации трассеров на выходе из скважины путем математической обработки замеренных результатов определяют фракционный состав скважинного флюида.

Предпочтительно, при реализации разработанного способа используют переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения при большом содержании газа. Примером подобного клапана может служить устройство, описанное в патенте РФ 2 562 712, где используется принцип компенсации гидродинамической силы втягивания в поток и вовлечения потоком затвора клапана и притягивающей силы магнитной природы.

При реализации способа может быть использован переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения при увеличении массового или объемного расхода флюида. Например, при повышении массового расхода затвор клапана, который удерживается магнитной силой в открытом состоянии, прижимается к седлу. Таким же образом происходит и закрытие клапана при увеличении объемного расхода за счет 'втягивания затвора клапана в область с наибольшей скоростью потока. Предпочтительно, используют трассеры, заключенные в матрицу.

Ниже приведен пример реализации разработанного способа.

При установке оборудования заканчивания в скважину на суше была смонтирована и установлена в скважину система, в состав которой вошли переключающий клапан, выполненный с возможностью переключать под действием потока флюида и перенаправления потока флюида поток скважинного флюида в один из двух путей для прохода флюида из пласта в добывающую трубу, подключенных к выходу указанного клапана и один переключающий клапан. Клапан выполнен с возможностью при значительном увеличении содержания природного газа в скважинном флюиде переключать направление потока в другой путь. В обоих потоках размещены матрицы с трассерами, причем в том потоке по которому изначально проходил скважинный флюид, установлена матрица, содержащая трассеры, растворимые в воде и трассеры, растворимые в углеводородах, а на втором пути установлена матрица, содержащая только трассеры, растворимые в углеводородах. На выходе скважины установлена контрольная аппаратура, способная регистрировать трассеры всех типов, установленных в данную скважину. Путем анализа содержания трассеров на выходе скважины оценивают содержание каждого компонента скважинного флюида.

При реализации разработанного способа появляется возможность оценить содержание компонентов в скважинном флюиде.

1. Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины, характеризующийся тем, что используют оборудование заканчивания скважины, компоненты которого содержат по меньшей мере два разных пути для прохода скважинного флюида из пласта в добывающую трубу и один переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения под действием потока флюида и перенаправления потока флюида по одному из путей в добывающую трубу, причем индикаторы-трассеры устанавливают на пути, по которому проходит поток после переключения клапана, при этом на устье скважины регистрируют наличие трассеров, выделенных при прохождении потока из пласта в добывающую трубу, в выходном потоке скважинного флюида и определяют компоненты скважинного флюида.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют клапан, выполненный с возможностью переключения потока в зависимости от фазового состава проходящего флюида.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют содержание природного газа.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения при большом содержании газа.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения при увеличении массового или объемного расхода флюида.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют трассеры, заключенные в матрицу.