Способ определения дебита жидкости в малодебитных скважинах

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации малодебитных горизонтальных и наклонно-направленных скважин, и может быть использовано для определения профиля приемистости нагнетальных скважин. Заявляется способ, включающий использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида. При этом перед началом измерения осуществляют остановку скважины, после чего выполняют изменение температуры флюида, путем подачи рабочего газа через распределенные сужающие устройства в рабочей зоне, а затем, через интервал времени, достаточный для охлаждения флюида в данной рабочей зоне, осуществляют запуск скважины, после чего измеряют скорость движения охлажденной метки в стволе скважины в определенной рабочей зоне с помощью распределенного источника измерения температуры, и по скорости движения охлажденной метки и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученной в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации малодебитных горизонтальных и наклонно-направленных скважин, и может быть использовано для определения профиля приемистости нагнетальных скважин.

Известен (см. авторское свидетельство СССР №977726, МКИ: Е21В 43/00, 1982 г.) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу, для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют, по меньшей мере, одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.

Недостатками известного способа контроля следует признать его малую информативность, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин (см. патент РФ №2544923, МКИ: Е21В 47/11, 2015 г). Способ включает использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида.

Однако для измерения дебита жидкости в малодебитных скважинах известный способ не раскрывает возможность достижения результата, так как не описывает возможность измерения дебита скважины в приведенных примерах реализации способа.

Техническим результатом заявляемого способа является раскрытие возможности применения известного способа для получения результатов, связанных с измерением дебита малодебитных скважин.

Указанный технический результат в способе определения дебита жидкости в малодебитной нефтяной скважине, включающем использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида, достигается тем, что перед началом измерения осуществляют остановку скважины, после чего выполняют изменение температуры флюида, путем подачи рабочего газа через распределенные сужающие устройства в рабочей зоне, а затем, через интервал времени достаточный для охлаждения флюида в данной рабочей зоне, осуществляют запуск скважины, после чего измеряют скорость движения охлажденной метки в стволе скважины в определенной рабочей зоне с помощью распределенного источника измерения температуры, и по скорости движения охлажденной метки и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученной в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины.

Заявляемый способ позволяет сформировать в насосно-компрессорной трубе (НКТ) в рабочей/рабочих зоне/зонах, охлаждение флюида, по скорости движения полученных меток в измеряемых рабочих зонах, определить дебит притока в них жидкости, выявить зону с максимальным притоком и измерить фактический дебит скважины.

Целесообразно в качестве рабочей зоны выбирать зону между двумя ближайшими участками перфорированной трубы или зону между двумя участками перфорированной трубы, для локализации участка с максимальным притоком жидкости в трубе НКТ.

Выгодно в каждой рабочей зоне, разместить один или несколько сужающихся устройств, через которое внутрь НКТ будет поступать газ и снижать температуру флюида. Для расширения функционала заявляемого способа, каждое из этих устройств снабжают переключаемым источником потока рабочего газа, а выбором количества используемых сужающих устройств, осуществляют изменение степени охлаждения флюида. Выгодно также, в качестве сужающих устройств использовать дроссели различных сечений, что позволяет изменять скорость охлаждения флюида.

Целесообразно, измерение скорости движения охлажденной метки в стволе скважины выполнять при помощи распределенного источника измерения температуры, в качестве которого используется оптоволокно.

Перспективно, определение дебитов зон скважины проводить путем измерения скорости движения по ним охлажденной метки, по заранее известному диаметру трубы скважины.

Таким образом, заявляемый способ позволяет нам эффективно измерять дебит не только скважины в целом, но и отдельных ее рабочих зонах, позволяющих определять зоны с максимальным притоком жидкости в НКТ, что не имеет аналогов среди известных способов измерения дебита, а значит, соответствует критерию «изобретательский уровень».

На фиг. 1 - 2, представлены рисунки, поясняющие, сущность заявляемого способа.

На фиг. 1 представлен фрагмент малодебитной скважины, где: 1 - скважина; 2 - НКТ; 3 - затрубное пространство; 4 - пакер хвостовика; 5а-5n - перфорированные трубы; 6а-6n - охлажденные метки; 7а-7n - сужающие устройства (дроссели); 8 - трубка подачи газа; 9 - оптоволокно.

На фиг.2 представлен фрагмент НКТ с подвижной заслонкой, где: 2 - НКТ; 10 - подвижная заслонка, закрывающая проходные отверстия 11a-11n различного диаметра в НКТ.

Заявляемое устройство, представленное на фиг. 1 работает следующим образом.

Перед началом измерения осуществляют остановку скважины 1, после чего выполняют изменение температуры флюида, за счет подачи газа через распределенные сужающие устройства 7а-7n в определенной рабочей зоне, например, ограниченной двумя перфорированными участками трубы НКТ 5а-5б, а затем проводят подачу рабочего газа через трубку подачи 8, и через интервал времени, достаточный для охлаждения флюида в данной рабочей зоне 5а-5б. После этого, осуществляют запуск скважины 1, и измеряют скорость движения охлажденной метки 6а в стволе скважины с помощью распределенного источника измерения температуры - оптоволокна 9. Далее по скорости движения охлажденной метки 6а и заранее известному диаметру трубы НКТ 2, определяют дебит в различных зонах притока флюида ([5а-5б] - [5б-5n]), а определение дебита скважины производят как результат полученной в ближайшей рабочей зоне. Если в зоне 5а-5б измерен максимальный дебит, то выбираем данную зону в качестве зоны определяющий дебит скважины, а если максимальный дебит установлен в зоне 5б-5n, то выбирают данную зону как определяющую дебит скважины.

На фиг. 2 представлен рисунок фрагмента НКТ 2 с подвижной заслонкой 10, закрывающей проходные отверстия 11a-11n различного диаметра в НКТ 2. Указанное выполнение сужающего устройства с несколькими отверстиями позволяет плавно изменять скорость охлаждения жидкости в зависимости от объема притока флюида в зону притока.

Таким образом, заявляемый способ позволяет расширить функциональные возможности известного способа, в том числе для получения результатов измерения дебита малодебитных скважин.

1. Способ определения дебита жидкости в малодебитной нефтяной скважине, включающий использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида, отличающийся тем, что перед началом измерения осуществляют остановку скважины, после чего выполняют изменение температуры флюида, путем подачи рабочего газа через распределенные сужающие устройства в рабочей зоне, а затем, через интервал времени, достаточный для охлаждения флюида в данной рабочей зоне, осуществляют запуск скважины, после чего измеряют скорость движения охлажденной метки в стволе скважины в определенной рабочей зоне с помощью распределенного источника измерения температуры, и по скорости движения охлажденной метки и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученной в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в каждой рабочей зоне размещают один или несколько сужающих устройств, при этом каждое из этих устройств снабжают переключаемым источником потока рабочего газа, а выбором количества используемых сужающих устройств, осуществляют изменение степени охлаждения флюида.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочей зоны выбирают зону между двумя ближайшими участками перфорированной трубы.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочей зоны выбирают зону между двумя участками перфорированной трубы.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве сужающих устройств используют дроссели различных сечений.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что измерения скорости движения охлажденной метки в стволе скважины осуществляют при помощи распределенного источника измерения температуры, в качестве которого используют оптоволокно.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение дебитов скважины в различных зонах проводят путем измерения скорости движения по ним охлажденной метки, по заранее известному диаметру трубы скважины.