Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами (ПГИ). Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей низкой проницаемости мониторинга профиля с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Техническим результатом является количественная оценка расхода жидкости в интервале внутриколонного межпластового перетока. Способ оценки интенсивности межпластового перетока по результатам термических исследований, заключается в регистрации термограммы в длительно простаивающей или работающей при низкой депрессии скважине в условиях стабилизации распределения температуры в стволе, определении в интервале перетока величины нормированного коэффициента теплоотдачи «В» и оценки по данной величине объемного расхода перетекающего флюида. Для повышения точности оценки за счет меньшего влияния на результат отсутствия информации о тепловых свойствах вмещающих пластов производится: вывод скважины на режим отбора с длительностью τ и дебитом QΣ, выбираемых на основе обоснованных термомоделированием критериев: τо - продолжительность периода существования межпластового перетока, Cv - объемная теплоемкость заполнителя ствола, λП, аП - средние значения диапазона максимально возможного для исследуемой скважины изменения теплопроводности и температуропроводности массива вмещающих горных пород, rс - радиус скважины; регистрацию термограммы на данном режиме; определение величины нормированного коэффициента теплоотдачи ВΣ в интервале Δz на данном режиме; расчет объемного расхода в интервале перетока по формуле Q=QΣ B/BΣ. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами (ПГИ). Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей низкой проницаемости мониторинга профиля с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Одной из задач контроля разработки месторождений нефти и газа является диагностика межпластовых перетоков по внутриколонному пространству в скважинах, эксплуатирующих совместно несколько продуктивных объектов. Перетоки возникают в остановленной или работающей скважине при низкой депрессии из-за неравномерной выработки пластов.

Известен способ диагностики и количественного определения межпластовых перетоков в добывающей (нагнетательной) скважине с помощью механического датчика скорости [1÷7]. О перетоке судят по изменению по длине ствола скорости потока, определяемой по частоте оборотов турбинного механического датчика (вертушки).

Недостатком данного способа является низкая точность при изучении перетоков с небольшими расходами менее 15-10 м3/сут, особенно при многофазных притоках и наличии в жидкости 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 недостаток, связанный со снижением точности за счет возможных сильных искажений показаний из-за работы с выходным электрическим сигналом, а также невозможностью однозначной количественной интерпретации в силу относительного измерения температуры, что дает судить о наличие перетоков только на качественном уровне.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому авторами подходу является способ диагностики и оценки интенсивности стабильного перетока по измерениям термометрии в остановленной или работающей при низкой депрессии скважине в интервалах вне работающих пластов, позволяющих оценить расход интенсивностью до 1 м3/сут. В основе данной оценки лежит зависимость характера распределения температуры по длине ствола в интервале перетока от, так называемого, нормированного коэффициента теплоотдачи «В», значение которого пропорционально объемному расходу движущейся по стволу жидкости.

где Cν - объемная теплоемкость жидкости, Q - объемный расход, rс - радиус скважины, а, λ - температуропроводность и теплопроводность вмещающих горных пород, t - длительность работы пласта (при притоке, перетоке).

Значение этого коэффициента может быть определено как по результатам термомоделирования, так и известными экспрессными методами интерпретации термограммы.

Основным недостатком прототипа является низкая точность оценки расхода перетока из-за отсутствия априорной информации о тепловых свойствах заполнителя ствола скважины и вмещающего массива горных пород, которые очень неточны. В их отсутствие возможна ошибка в оценке расхода перетоков 2-3 раза и более.

Для устранения указанного недостатка в известном способе, заключающемся в регистрации термограммы в условиях развития перетока (простаивающая иди работающая при низкой депрессии скважина) и определении по термограмме нормированного коэффициента теплоотдачи «В» в интервале перетока, с целью повышения точности оценки за счет исключения влияния на результат отсутствия информации о тепловых свойствах вмещающих пластов выбирается интервал обработки выше всех работающих пластов Δ z, производится вывод скважины на режим стабильного отбора, причем:

- длительность отбора выбирается исходя из условия, чтобы продолжительность работы скважины τ на данном режиме отбора был достаточной, для того чтобы тепловое поле перетока успело релаксировать и не вносило существенного искажения в обусловленное перетоком распределение температуры в стволе

где to - продолжительность периода существования межпластового перетока (остановки скважины или ее работы на малой депрессии)

- дебит QΣ отбора определяется с помощью обоснованного моделированием критерия минимального влияния на результаты количественных расчетов суммарной методический и аппаратурной погрешности:

где Cν объемная теплоемкость заполнителя ствола, λП, аП - средние значения диапазона максимально возможного для исследуемой скважины изменения теплопроводности и температуропроводности массива вмещающих горных пород, rс - радиус скважины.

В выбранном интервале регистрируется термограмма при стабильном отборе, по которой аналогично прототипу определяется величина ВΣ и оценивается объем перетока:

Технической задачей изобретения является количественная оценка расхода жидкости в интервале внутриколонного межпластового перетока в условиях, когда вследствие низкой производительности пластов и сложного заполнения ствола расходометрия скважин не информативна.

Основой решения данной технической задачи является предложение выполнить дополнительные измерения распределения температуры в стволе для оценки параметра BΣ при условиях (специально подобранные интервал обработки и режим отбора), когда расход в пределах интервала QΣ известен.

Таковым является интервал, расположенный выше продуктивной толщи, где расход соответствует суммарному для всех работающих пластов и может быть оценен по результатам измерений на устье Q=QΣ.

Погрешность в определении расхода, связанная с оценкой тепловых свойств, в этом случае также присутствует, поскольку в интервалах определения параметров В и ВΣ они могут отличаться друг от друга. Но данная погрешность, существенно меньше, поскольку в формулу входит отношение названных параметров.

Для того, чтобы термометрия в данном интервале были информативной, необходим выбор времени проведения измерений температуры и суммарного расхода, с которым в процессе данных измерений должна работать скважина по обоснованным моделированием критериям.

При моделировании воспроизведены переходные процессы при запуске скважины с перетоком в статике на технологический режим отбора (рис. 1). На данном рисунке приведены результаты моделирования процесса тепломассопереноса для следующей ситуации:

- в остановленной скважине на фоне геотермического теплового поля Tf=Tg формируются нестационарные профили температуры, связанные с межпластовым перетоком с расходом 10м3/сут; причем в конце данного цикла (24 часа) в стволе устанавливается распределение температуры Tfo, отражающее преимущественное влияние перетока;

- в последующем цикле запуска скважины на фоне поля перетока Tfo происходит формирование нестационарных профилей температуры, связанные с притоком; левый, средний и правый фрагменты рисунка соответствуют дебитам скважины 3, 10 и 30 м3/сут.

На данном рисунке:

- пунктирные кривые - разновременные термограммы в остановленной скважине при перетоке (описывают процесс формирования аномалий, связанных с перетоком на фоне геотермического распределения температуры Tg), шифр кривых продолжительность перетока в час;

- сплошные кривые - разновременные термограммы после запуска скважины на отбор (описывают протекающие параллельно процессы релаксации теплового воздействия перетока Tfo и формирование распределение температуры в стволе, связанное с отбором), шифр кривых - продолжительность отбора в час.

По результатам моделирования при различных соотношениях дебита притока и перетока (соответствующие низким расходам не более 30 м3/сут) был сделан вывод, что для корректной оценки интенсивности перетока продолжительность остановки скважины в цикле исследований при диагностике перетока должна быть больше либо равна предшествующему циклу работы скважины.

Критерий, описываемый формулой (3) обоснован анализом погрешностей оценки дебита по результатам термометрии вне работающих пластов (таблица 1).

В таблице 1 указана относительная погрешность ε(Т) при различных соотношениях Δz/BΣ с учетом расстояния до интервала оценки. В данной таблице приняты следующие условные обозначения: z1, z2 границы интервала обработки; Δz=z2-z1 толщина интервала обработки; ВΣ величина нормированного коэффициента теплоотдачи в интервале выше всех работающих пластов (соответствующая суммарному дебиту скважины)

Для реализации изобретения необходимо проведение исследования с записью разновременных термограмм при запуске на технологический режим отбора и остановки скважины, причем соотношение продолжительностей циклов запуска и остановки скважины должна соответствовать представленному выше критерию.

Изобретение реализовано на практике при проведении геофизических исследований на многопластовом месторождении, разрабатываемом единой сеткой скважин (то есть при совместном вскрытии одним стволом нескольких пластов). Продуктивная толща представлена терригенными коллекторами низкой проницаемости (от единиц до десятых долей мД). За счет неравномерной выработки и влияния нагнетания текущие пластовые давления во вскрываемых совместно объектах различны.

Несмотря на повсеместное применение на данном месторождении гидроразрыва пластов, вследствие низкой проницаемости коллекторов технологические дебиты вертикальных скважин не превышают 100 м3/сут. Вследствие снижения забойного давления ниже давления насыщения для режима отбора характерно многофазное заполнение ствола. Рассмотрим пример исследования данного месторождения.

Скважина 1, приведенная в качестве примера, исследовалась дважды при различной депрессии на пласт. Изменение депрессии связано со снижением во времени забойного давления. Первый цикл измерений в данной скважине был выполнен через 20 дней (рис. 2), а второй - через 3 месяца после запуска скважины в работу (рис. 3).

Обратим внимание на величину забойного давления в циклах исследования. В первом цикле оно составляло около 9.6 МПа в кровле продуктивной толщи, во втором цикле эти значения снизились до 7.4 МПа. Вследствие низкой депрессии в первом цикле исследований переток по стволу происходит не только в остановленной, но и в действующей скважине. Во втором цикле все пласты работают в режиме отбора.

На рис. 2, иллюстрирующем результаты первого цикла измерений приняты следующие условные обозначения: I - колонка глубин, II - вскрытые совместно объекты, III - конструкция скважины со схемой движения флюида по стволу, IV - диаграммы гамма метода (ГК) и локатора муфт (ЛМ), V-VI - результаты термометрии при работе ЭЦН и в остановленной скважине (TG - геотермограмма, Тƒ - фоновая термограмма в простаивающей скважине, ТЭЦН - термограммы в действующей скважине через 0.25, 3, 10 часов после запуска, ТЭЦН-28 термограмма в действующей скважине через 28 часов после запуска, Тост - термограммы в остановленной скважине через 0.25, 2 и 7 час после выключения ЭЦН), VII - результаты механической расходометрии.

На рис. 3, иллюстрирующем результаты второго цикла измерений приняты следующие условные обозначения: I - колонка глубин, II - вскрытые совместно объекты, III - конструкция скважины со схемой движения флюида по стволу, IV - диаграммы гамма метода (ГК) и локатора муфт (ЛМ), V-VI - результаты термометрии при работе ЭЦН и в остановленной скважине (ТG - условная геотермограмма, Tf - фоновая термограмма в простаивающей, ТЭЦН _ термограммы в действующей скважине через 0.25 и 3 часа после запуска, ТЭЦН-32 термограмма в действующей скважине через 32 часа после запуска, Тост - термограммы в остановленной скважине через 0.25 и 3 час после выключения ЭЦН, А, В - интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов.

Рассмотрим более подробно результаты исследований в первом цикле измерений (рис. 2). Сначала был зарегистрирован фоновый замер термометром в остановленной скважине (термограмма Tfo в окне V). Затем выполнена серия термограмм после запуска насоса (ТЭЦН). В этот период времени температура в стволе монотонно росла.

Результаты термометрии через 28 часов после запуска (термограмма ТЭЦН-28), показали, что этого времени недостаточно для выхода нижнего пласта на режим отбора. По всем термограммам при запуске скважины (рис. 2) диагностируется нисходящее движение жидкости из пласта XX10 1-3 и ее поглощение в подошве продуктивной толщи (при запуске скважины интенсивность перетока снижается). После 28 часов работы скважина была остановлена. Температура в стволе начала снижаться и через несколько часов снова достигла фоновой (термограмма ТОСТ-24 ≈ Тfo в окне VI).

Во втором цикле измерений (рис. 3) скважина ведет себя иначе. Через немногим более, чем сутки (термограмма ТЭЦН-32) после запуска в отличие от предшествующего цикла переток в стволе прекращается, наблюдается работа всех перфорированных пластов.

Причина наблюдаемого изменения в поведении пластов в том, что во втором цикле измерений вследствие продолжительной предшествующей работы скважины давление в стволе снизилась и депрессия на пласты резко возросла.

После остановки скважины (аналогично предыдущему циклу ПГИ) под воздействием межпластового перетока в стволе формируется распределение температуры близкое к фоновому (термограммы ТОСТ-24 ≈Tfo в окне VI).

По результатам интерпретации термометрии в рамках предлагаемого способа была произведена оценка дебита перетока в двух данных циклах исследований, в первом она составляет 18% от дебита технологического режима отбора (14 м3/сут), во втором 16% (12 м3/сут). Дебит перетока был определен по формуле Q=QΣ B/BΣ, с учетом критериев, описанных выше.

Преимущество предлагаемого способа перед прототипом состоит в том, что появляется возможность существенно нивелировать основной недостаток термометрии - погрешность количественной интерпретации, связанной с отсутствием информации о тепловых свойствах вмещающих горных пород.

Важно также и то, что при для количественной оценки термограмм могут быть использованы простые экспрессные расчетные соотношения, отражающие влияние основных факторов, формирующих распределение температуры в стволе скважины и вмещающих пластах. Результативность и погрешности интерпретации обоснованы результатами термомоделирования.

Результаты изобретения активно используются при интерпретации результатов промыслово-геофизических стабильно работающих скважин, эксплуатирующих совместно пласты с низкой проницаемостью, в первую очередь на ЮЛТ Приобского месторождения, на сегодняшний день выполнено более 50 исследований, которые позволили оценить интенсивность межпластового перетока из верхнего пласта в нижний.

По результатам проведенных исследований было принято решение об изоляции верхнего обводнившегося пропластка. На сегодняшний день сделано РИР более, чем в 10 скважинах месторождения. По результатам проведенных ГТМ уменьшены затраты на добычу жидкости, так же увеличен объем добычи нефти из нижележащего пласта с ухудшенными фильтрационными свойствами.

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 Коротков 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 терманемеметр.

Способ оценки интенсивности межпластового перетока по результатам термических исследований, заключающийся в регистрации термограммы в длительно простаивающей или работающей при низкой депрессии скважине в условиях стабилизации распределения температуры в стволе, определении в интервале перетока величины нормированного коэффициента теплоотдачи «В» и оценке по данной величине объемного расхода перетекающего флюида, отличающийся тем, что с целью повышения точности оценки за счет меньшего влияния на результат отсутствия информации о тепловых свойствах вмещающих пластов производится:

- вывод скважины на режим отбора с длительностью τ и дебитом QΣ, выбираемых на основе обоснованных термомоделированием критериев:

где τо - продолжительность периода существования межпластового перетока, Cv - объемная теплоемкость заполнителя ствола, λП, аП - средние значения диапазона максимально возможного для исследуемой скважины изменения теплопроводности и температуропроводности массива вмещающих горных пород, rс - радиус скважины;

- регистрацию термограммы на данном режиме;

- определение величины нормированного коэффициента теплоотдачи ВΣ в интервале Δz на данном режиме;

- расчет объемного расхода в интервале перетока по формуле Q=QΣ B/BΣ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к автоматизированным информационным системам в области нефтедобычи и может использоваться для подбора оптимального технологического режима процесса добычи и транспортировки нефти и газа в системе «скважина - промысловая система сбора и транспорта продукции скважин», а также для проведения технической оценки состояния нефтепромысловых объектов.

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).

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 нефтедобывающей промышленности, конкретно к области контроля уровня жидкости акустическим методом, и может быть использовано для определения уровня жидкости в скважинах. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины. Способ включает генерацию акустического сигнала в межтрубном пространстве скважины на устье скважины, регистрацию отраженного от жидкости акустического сигнала, определение времени между генерацией акустического сигнала в межтрубном пространстве скважины на устье скважины и регистрацией отраженного от жидкости акустического сигнала, определение уровня жидкости произведением времени между генерацией акустического сигнала в межтрубном пространстве скважины на устье скважины и регистрацией отраженного от жидкости акустического сигнала на скорость звука в газе межтрубного пространства скважины и делением этого произведения на два. При этом скорость звука в газе межтрубного пространства определяют путем измерения на устье скважины и корректируют в соответствии с математической формулой.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами. Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей низкой проницаемости мониторинга профиля с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Техническим результатом является количественная оценка расхода жидкости в интервале внутриколонного межпластового перетока. Способ оценки интенсивности межпластового перетока по результатам термических исследований, заключается в регистрации термограммы в длительно простаивающей или работающей при низкой депрессии скважине в условиях стабилизации распределения температуры в стволе, определении в интервале перетока величины нормированного коэффициента теплоотдачи «В» и оценки по данной величине объемного расхода перетекающего флюида. Для повышения точности оценки за счет меньшего влияния на результат отсутствия информации о тепловых свойствах вмещающих пластов производится: вывод скважины на режим отбора с длительностью τ и дебитом QΣ, выбираемых на основе обоснованных термомоделированием критериев: τо - продолжительность периода существования межпластового перетока, Cv - объемная теплоемкость заполнителя ствола, λП, аП - средние значения диапазона максимально возможного для исследуемой скважины изменения теплопроводности и температуропроводности массива вмещающих горных пород, rс - радиус скважины; регистрацию термограммы на данном режиме; определение величины нормированного коэффициента теплоотдачи ВΣ в интервале Δz на данном режиме; расчет объемного расхода в интервале перетока по формуле QQΣ BBΣ. 3 ил., 1 табл.

Наверх