Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной эцн

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН). Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ, и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик. При этом наземной станции анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные: блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ), блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ), блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП). 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН).

Мониторинг профиля притока в горизонтальной скважине необходим, в частности, для определения работающих портов скважины, оценки необходимости эксплуатации порта и выявления неработающего порта скважины. Кроме того, в случае проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) система и способ распределенного мониторинга в горизонтальной скважине позволяет определить приток от каждого разрыва (трещины) пласта отдельно и построить наиболее точный профиль притока горизонтальной скважины.

Известна система измерения параметров в стволе скважины по патенту РФ №2484247 (дата публикации: 10.06.2013, Е21В 47/12, Е21В 17/20) «Система и способ измерения параметров в стволе скважины».

Общими признаками системы измерения параметров в стволе скважины по патенту РФ №2484247 с заявленной системой долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН, является наличие насосно-компрессорной трубы (колонна насосно-компрессорных труб), наличие оборудованной контрольно-измерительными приборами секции гибкой насосно-компрессорной трубы (оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур), наземной площадки сбора для анализа (наземная станция обработки и анализа).

Система обеспечивает только возможность регистрации данных, при этом отсутствует возможность обработки полученных данных, например, с учетом фоновых температур.

Известно изобретение по патенту РФ №2581852 (дата публикации: 20.04.2016, Е21В 47/06) «Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины».

Общими признаками устройства мониторинга параметров с заявленной наземной станцией анализа и обработки является наличие погружного оптоволоконного кабеля (возможность подключения наземной станции анализа и обработки к оптоволоконному распределенному кабель-датчику), наземное оборудование (наземная станция анализа и обработки), система обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры (блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока).

Устройство осуществляет измерение температуры на отдельных участках скважины и не представляет профиль притоков (дебита) по портам работающей скважины.

Известно изобретение по патенту РФ №2455482 (дата публикации: 10.07.2012, Е21В 47/103) «Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства».

Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства по патенту РФ №2455482 основан на анализе графика зависимости температуры от времени, графика зависимости производной от этой температуры по логарифму времени от времени, из которых последовательно определяют относительные дебиты температуры флюидов, поступающих в скважину из вышележащих пластов, и рассчитывают скин-факторы вышележащих пластов.

Общими признаками способа определения профиля притока флюидов с заявленным способом долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине является наличие возможности измерения температуры скважинного флюида, определения изменения температуры скважинного флюида, определения относительных дебитов и температуры флюидов.

Недостатками способа является невысокая точность определения притоков флюида, а также отсутствие возможности построения профиля притоков флюида на горизонтальной скважине.

Использование заявленного изобретения позволяет расширить спектр промысловой информации, улучшить знание о физических процессах, протекающих при работе горизонтальной скважины с многостадийным гидравлическим разрывом пласта, скорректировать дизайн последующих многостадийных гидравлических разрывов пласта на месторождении.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение точности определения профиля притока в горизонтальной скважине.

Технический результат достигается за счет того, что система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электро-центробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ; и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик, при этом наземная станция анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные:

- блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ);

- блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ);

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

Преимуществом данного изобретения является отсутствие дополнительного внутрискважинного оборудования, осложняющего конструкцию, что обеспечивает снижение затрат на эксплуатацию горизонтальных скважин. Кроме того, повышение точности определения профиля мониторинга с помощью разработанной методики выбора зон для определения теплового потока от порта скважины, используемой в системе, способе и устройстве (наземная станция анализа и обработки), обеспечивается за счет анализа не точечного значения текущей температуры по притоку (наличие пиков на геотермограмме в местах притоков), а за счет определения теплового потока по зоне, от которой зависит значение дебита притока. При этом учитывается угол наклона графика текущей температуры. В случае возникновения высокого уровня притока в одном из портов, такой уровень будет повышать уровень текущих температур, наблюдаемых в соседнем по ходу потока порту, что не позволит оценить реальное значение притока в соседнем порту. Однако при использовании заявленного метода будет анализироваться не абсолютная температура, а теплоотдача по выбранной зоне. Это позволит осуществить корректную оценку притока даже в случае существенного влияния температуры от соседнего порта.

Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать:

Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать:

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), который выполнен с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на где

а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут, и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:

где

L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) выполнен с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:

Bi=Si/ΔTi, где

ΔTi - изменение текущей температуры в выбранной зоне;

и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле:

где

B - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;

или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле:

где

Q - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.

Наземная станция анализа и обработки системы может содержать блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

Наземная станция анализа и обработки системы может содержать блок хранения информации, который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

Оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур может быть проложен в углублении, выполненном на внешней стороне колонны НКТ.

Оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур может быть закреплен на колонне НКТ с помощью протекторов.

Также технический результат достигается за счет того, что наземная станция анализа и обработки выполнена с возможностью подключения оптоволоконного распределенного кабель-датчика температур, проложенного вдоль колонны НКТ, и содержит последовательно соединенные:

- блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ);

- блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ);

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

Наземная станция анализа и обработки может содержать:

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), выполненный с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на где

а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:

где

L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП), выполненный с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:

Bi=Si/ΔTi, где

ΔTi - изменение текущей температуры в выбранной зоне;

и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле:

где

В - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;

или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле:

где

Q - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.

Наземная станция анализа и обработки может содержать блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).

Наземная станция анализа и обработки может содержать блок хранения информации, который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).

Технический результат достигается за счет того, что способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает этапы, при которых:

- измеряют уровень фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН;

- устанавливают режим работы ЭЦН, при котором термоаномалии (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке составляют не менее 0,2°С;

- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между притоками из перфораций;

- определяют тепловой поток зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1);

- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны;

- определяют дебит притока по перфорациям.

Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать этапы, при которых:

- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на где

а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут;

- определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:

где

L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;

- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:

Bi=Si/ΔTi, где

ΔTi - изменение текущей температуры для каждой выбранной зоны;

- на основании Bi определяют дебит притока по перфорациям.

Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать этап, при котором определяют дебит притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле:

где

В - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;

или дебит притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле:

где

Q - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.

Тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) может быть определен по формуле:

Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, наземная станция анализа и обработки, а также способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине могут быть реализованы при использовании различных комбинаций вышеуказанных дополнительных признаков.

Таким образом, дебит притока определяется на основе анализа закономерностей распределения температуры вдоль горизонтального участка скважины, обусловленных теплообменом движущегося по стволу флюида. Результаты мониторинга горизонтальной скважины при определении распределения теплоотдачи по длине скважины помогает выявить работающие (имеющие приток флюида) и неработающие (с наименьшим притоком) порты скважины.

Заявленное изобретение поясняется следующими фигурами:

На фиг. 1 представлено схематическое изображение системы долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН;

на фиг. 2 представлена геотермограмма горизонтального отрезка скважины;

на фиг. 3 изображен пример исполнения наземной станции анализа.

На фигурах обозначены:

1 - электроцентробежный насос (ЭЦН);

2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

3 - перфорации НКТ;

4 - оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур;

5 - наземная станция анализа и обработки;

6 - трещины гидравлического разрыва пласта (ГРП);

7 - блок определения уровня фоновых температур (БОФТ);

8 - блок определения термоаномалий (БОТ);

9 - блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);

10 - блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП);

11 - блок отображения информации (БОИ).

Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине (фиг. 1) включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электро-центробежного насоса 1 (ЭЦН), установленного в полость колонны 2 насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации 3; оптоволоконный распределенный кабель-датчик 4 температур, проложенный вдоль колонны 2 НКТ; и наземную станцию 5 анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик 4. В скважине образованы трещины 6 в результате многостадийного гидравлического разрыва пласта. Наземная станция 5 анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные (фиг. 3):

блок 7 определения уровня фоновых температур (БОФТ) на горизонтальном отрезке колонны 2 НКТ при неработающем ЭЦН 1;

блок 8 определения термоаномалий (δ) (БОТ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН;

блок 9 выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);

блок 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

Наземная станция 5 анализа и обработки может содержать блок 11 отображения информации (БОИ), который подключен к блоку 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

Наземная станция 5 анализа и обработки может содержать блок хранения информации (на фиг. не показан), который подключен к блоку 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

На фиг. 2 представлена геотермограмма распределения температур на участке перфораций 3. Геотермограмма содержит уровень фоновых температур (Тфон), а также установившийся уровень текущей температуры (Ттек). При этом фиг. 2 поясняется выбор зон обработки сигналов Ттек, определение площади теплового потока (Si), обозначено изменение текущей температуры в выбранной зоне (ΔTi).

Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине обеспечивает возможность реализации способа.

В целом технология проведения измерений предполагает получение двух профилей изменения температуры по длине ствола с помощью оптоволоконного кабель-датчика 4 температур. Первый профиль отражает фоновое (первоначальное) распределение температуры (Тфон) на остановленной скважине, а второй представляет собой распределение текущей температуры (Ттек) в работающей скважине.

Способ может включать следующие этапы.

Измеряют уровень фоновых температур (Тфон) на горизонтальном отрезке колонны 2 НКТ при неработающем ЭЦН 1 в блоке 7 определения уровня фоновых температур.

Затем устанавливают режим работы ЭЦН 1, при котором термоаномалии (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке составляют не менее 0,2°С. Анализ осуществляется в блоке 8 определения термоаномалий (БОТ).

В блоке 9 выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП) осуществляется выбор зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций 3, при этом включает определение границ, которые отстоят от соседних притоков на где

а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН 1 с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут.

Величина минимального удаления Δh при изменении значений a и t в среднем находится в пределах 2 до 10 м.

Далее в БВЗОиОТП 9 определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:

где

L - длина горизонтального отрезка колонны 2 НКТ;

Также тепловой поток (Si) выбранных зон (фиг. 2) может быть рассчитан по формуле определения площади трапеции:

Затем в блоке 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) рассчитывают нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:

Bi=Si/ΔTi, где

ΔTi - изменение текущей температуры в выбранной зоне;

В результате на основании Bi в БОНТиДП 10 определяют дебит притока по перфорациям 3.

Пример определения долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине представлен в таблице, при этом дебит притока определен в процентах от общего притока по формуле:

Из таблицы видно, что дебит минимален для второго притока (n2), который составляет 1% от общего притока по горизонтальному отрезку НКТ 2 скважины. Таким образом, порт, расположенный на участке между вторым и третьим интервалами обработки имеет минимальный приток.

Таким образом, заявленная система и способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, а также наземная станция анализа и обработки долговременного распределенного мониторинга профиля притока обеспечивают повышение точности мониторинга горизонтальных скважин.

1. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, включающая подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ; и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик, при этом наземная станция анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные:

- блок определения уровня фоновых температур (БОФТ) на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН;

- блок определения термоаномалий (БОТ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН;

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

2. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 1, в которой:

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП) выполнен с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на

где а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут, и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле

где L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) выполнен с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле

Bi=Si/ΔTi,

где ΔTi - изменение текущей температуры в каждой зоне;

и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле

где B - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;

или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле

где Q - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.

3. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 1, в которой наземная станция анализа и обработки содержит блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

4. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 1, в которой наземная станция анализа и обработки содержит блок хранения информации, который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

5. Наземная станция анализа и обработки, выполненная с возможностью подключения оптоволоконного распределенного кабель-датчика температур, проложенного вдоль колонны НКТ, и содержащая последовательно соединенные:

- блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ);

- блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ);

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).

6. Наземная станция анализа и обработки по п. 5, в которой:

- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП) выполнен с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на

где а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле

где L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;

- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) выполнен с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле

Bi=Si/ΔTi,

где ΔTi - изменение текущей температуры для каждой выбранной зоны;

и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле

где В - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;

или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле

где Q - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.

7. Наземная станция анализа и обработки по п. 5, содержащая блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).

8. Наземная станция анализа и обработки по п. 5, содержащая блок хранения информации, который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).

9. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, при котором:

- измеряют уровень фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН;

- устанавливают режим работы ЭЦН, при котором термоаномалии (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке составляют не менее 0,2°С;

- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между притоками из перфораций;

- определяют тепловой поток зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1);

- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны;

- определяют дебит притока по перфорациям.

10. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 9, при котором:

- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на

где а - температуропроводность геопласта,

t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут;

- определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле

где L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;

- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле

Bi=Si/ΔTi,

где ΔTi - изменение текущей температуры для в выбранной зоне;

- на основании Bi определяют дебит притока по перфорациям.

11. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 10, при котором определяют дебит притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле

где В - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;

или дебит притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле

где Q - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.

12. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 10, при котором определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн (ЭК) в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за ЭК с использованием многозондового нейтронного каротажа.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способу измерения трубы в конструкции скважины и устройству для указанного измерения. Техническим результатом является повышение точности определения местоположения соединений на колонне для спуска инструментов или эксплуатационной колонне.
Изобретение относится к нефтяной геологии и используется для проводки горизонтальных стволов скважин в черносланцевых нефтяных формациях, в условиях тонкослоистого разреза и маломощной (первые метры) продуктивной его части.

Группа изобретений относится к добыче нефти в скважине, эксплуатируемой электроцентробежным погружным насосом, а именно к способам и устройствам для воздействия на насосное оборудование с целью разрушения солеотложений на его рабочих органах и запуска в работу очищенного от солеотложений электроцентробежного погружного насоса в скважине.

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.

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, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса, установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб, на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ, и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик. При этом наземной станции анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные: блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН, блок определения термоаномалий текущей температуры на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН, блок выбора зон обработки и определения теплового потока, блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Наверх