Способ мониторинга добывающих горизонтальных скважин
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает использование трассеров-меток, характеризующих работу скважины, с последующим анализом содержания трассеров-меток в скважинной жидкости. При реализации способа по длине скважины во время ее работы в поток скважинной жидкости временно с возможностью съема и/или перемещения по скважине устанавливают по меньшей мере одну камеру с размещенными в камере трассерами-метками, пригодными для выделения в окружающую скважинную жидкость для определения поинтервального притока и фазового состава скважинной жидкости. Обеспечивается возможность получения качественной и количественной информации о притоке флюидов из различных интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
Известен (RU, патент 2171888, опубл. 10.08.2001) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, которые вводят непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп криптон-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада.
Известен (SU, авторское свидетельство 977726, опубл. 30.11.1982) 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.
Известен (RU, патент 2544923, опубл. 20.01.20016) способ мониторинга добычи текучей среды в скважине, проходящей от поверхности земли в пласт. Согласно данному способу устанавливают в скважине патронный скважинный фильтр, включающий в себя первый конец, второй конец, противоположный первому концу, цилиндрическую стенку, включающую в себя внутреннюю поверхность, образующую внутреннее пространство скважинного фильтра, открытое от первого конца до второго конца, и наружную поверхность, отверстие, проходящее через цилиндрическую стенку для создания доступа с наружной поверхности во внутреннее пространство, фильтрующий текучую среду материал для фильтрации, исключающей проход частиц увеличенного размера через отверстие, материал трассера текучей среды, перемещаемый в скважинном фильтре и расположенный на установочной площадке, отстоящей от отверстия, проходящего к внутреннему пространству, и снаружи от внутреннего пространства, причем установочная площадка расположена так, что путь потока текучей среды ограничен пределами прохождения от установочной площадки по наружной поверхности и через отверстие перед входом во внутреннее пространство, обеспечивают проход потока текучей среды мимо материала трассера текучей среды по наружной поверхности и через отверстие во внутреннее пространство, причем текучая среда захватывает трассер из материала трассера текучей среды, обеспечивают перемещение текучей среды через внутреннее пространство на поверхность, и осуществляют мониторинг текучей среды, поступающей на поверхность, на присутствие трассера.
Известен (RU, патент 2702042, опубл. 03.10.2016) способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта, заключающийся в реализации термокондуктивного принципа измерений скорости потока с использованием искусственного нагрева оптоволоконного чувствительного элемента, причем нагрев и измерение температуры производят одновременно в пределах локальных зон или всей длины распределенной оптоволоконной измерительной системы, расположенной в стволе скважины в исследуемом интервале глубин.
Известен также (RU, патент 2735795, опубл.09.11.2020) способ определения поинтервального притока флюида в нефтегазовых скважинах, включающий использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида, причем перед началом измерения осуществляют остановку скважины, после чего выполняют изменение температуры флюида путем создания тепловой метки с помощью нагревателя в виде обмотки греющего кабеля, расположенного на осесимметричных мандрелях в рабочих зонах, и распределенного датчика температуры в виде оптоволокна, расположенного на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля или кольцами, расположенными после греющего кабеля, а затем, через интервал времени, достаточный для появления тепловых меток в данной рабочей зоне, осуществляют запуск скважины, после чего измеряют скорость движения созданных тепловых меток в стволе скважины в определенной рабочей зоне, а по скорости движения указанных меток и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученный в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины.
Недостатком перечисленных способов является использование дополнительного оборудования, которое затрудняет спуск в скважину.
Техническая проблема, решаемая внедрением разработанного способа, состоит в обеспечение возможности профилирования притока скважинной жидкости на рабочем режиме скважины без искажения картины профиля притока без требования остановок для взятия проб путем использования оборудования, спускаемого в скважину в процессе ее эксплуатации, при этом используемое оборудование содержит маркерные (трассерные) вещества, которые выделяются в скважинную жидкость тем или иным способом.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в обеспечении возможности получения качественной и количественной информации о притоке флюидов из различных интервалов пласта.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих горизонтальных скважин. Согласно разработанному способу используют трассеры-метки, характеризующие работу скважины, с последующим анализом содержания трассеров-меток в скважинной жидкости, причем по длине скважины во время ее работы в поток скважинной жидкости временно с возможностью съема и/или перемещения но скважине устанавливают, по меньшей мере, одну камеру с размещенными в камере трассерами-метками с разными уникальными свойствами, пригодными для выделения в окружающую скважинную жидкость тем или иным способом для определения поинтервального притока и фазового состава скважинной жидкости.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа маркерные камеры монтируют на насосно-компрессорных трубах.
При этом, трассеры-метки могут быть установлены с возможностью высвобождения при контакте с водой, нефтью или газом и/или при воздействии внешнего управляющего сигнала.
В других вариантах реализации разработанного способа маркерные камеры могут быть установлены на геофизическом кабеле, спускаемом в скважину во внутреннюю часть эксплуатационной колонны, с возможностью высвобождения трассеров-меток при контакте с водой, нефтью или газом и/или от внешнего управляющего сигнала.
В других вариантах реализации разработанного способа маркерные камеры могут быть установлены на геофизическом кабеле, спускаемом в скважину во внутреннюю полость НКТ, при работе скважины газлифтным способом эксплуатации, с возможностью высвобождения трассеров-меток при контакте с водой, нефтью или газом и/или от внешнего управляющего сигнала.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа маркерные камеры устанавливают на определенное время сбора информации: время высвобождения может регулироваться как автономно при контакте с водой, нефтью или газом, так и от внешнего управляющего сигнала.
Маркерные камеры могут быть использованы в составе компоновки с изолирующими скважинными элементами (пакерами, чашечными пакерами и т.д.)
В базовом варианте разработанный способ реализуют следующим образом. В скважину, подлежащую мониторингу в процессе ее работы, на НКТ, либо на геофизическом кабеле спускают маркерные камеры, внутри которых размещены любым известным способом трассеры-метки для обнаружения углеводородов и трассеры-метки для обнаружения воды.
Используют необходимое количество маркерных камер мониторинга отдельных интервалов большей или меньшей части скважины.
Маркерные камеры размещают напротив интервалов притока, которые необходимо контролировать. На выходе скважины при этом размещают средство обнаружения трассеров-меток обоего типа. Контролируя относительное содержание трассеров-меток обоего типа, определяют профиль притока и фазовый состав скважинной жидкости. При резком увеличении трассеров-меток для обнаружения воды определяют прорыв воды в скважину и предпринимают известный комплекс мер для ликвидации прорыва. При резком увеличении трассеров-меток для обнаружения газа выявляют нежелательный интервал прорыва газа и предпринимают известный комплекс мер его ликвидации.
Примером реализации способа может служить следующее. После проведения инженерного расчета в скважину спускают компоновку НКТ на подвесном пакере, на которой монтируют маркерные камеры, содержащие трассерные вещества для нефти, воды и газа. Маркерные камеры размещают напротив интервалов перфорации нефтегазового пласта. Интервалы, в которых установлены маркерные камеры могут изолировать чашечными пакерами, например. Далее в скважину спускают глубинно-насосное оборудование и скважину запускают в работу. В процессе эксплуатации по мере прохождения потока жидкости через маркерные камеры, трассерные вещества вымываются и выносятся на устье скважины. На поверхности отбираются пробы жидкости. В результате анализа проб жидкости по концентрации трассеров-меток определяется приток нефти, воды и газа в интервалах установки камер.
Еще один пример реализации. После проведения инженерного расчета в скважину спускается компоновка НКТ с глубинно-насосным оборудованием. На конце насоса с использлванием геофизического кабеля подвешивают маркерные камеры, содержащие трассерные вещества напротив интервалов перфорации нефтегазового пласта. В процессе эксплуатации по мере прохождения потока жидкости через маркерные камеры, трассерные вещества вымываются и выносятся на устье скважины, где анализируются. В результате анализа определяется приток нефти, воды и газа в интервалах установки камер.
Еще один пример реализации. Маркерные камеры могут открываться и впрыскивать в окружающую скважинную жидкость с использованием сигнала от внешнего управляющего устройства, поступающего по геофизическому кабелю, тем самым исследования могут проводиться в любое необходимое время. При эксплуатации скважины без необходимости исследований маркерные камеры находятся в закрытом положении.
Еще один пример реализации. После проведения инженерного расчета в скважину спускают компоновку НКТ на подвесном пакере, на которой монтируют маркерные камеры содержащие маркерные (трассерные) вещества для обнаружения нефти, воды и газа. Маркерные камеры размещают напротив интервалов перфорации нефтегазового пласта. Далее в скважину спускают глубинно-насосное оборудование и скважину запускают в работу.
Маркерные камеры могут открываться и закрываться с использованием сигнала от управляющего устройства, смонтированого в комплекте с маркерной камерой. Управляющее устройство имеет аккумулятор, и узел управления. Подача сигнала на открытие и закрытие программируется перед спуском устройства в скважину.
В процессе эксплуатации по мере прохождения потока жидкости через открытые маркерные камеры, трассерные вещества вымываются и выносятся на устье скважины, где анализируются. В результате анализа определяется приток нефти, воды и газа. В случае закрытия маркерных камер трассерные вещества не вымываются.
Еще один пример реализации. При работе скважины газлифтным способом эксплуатации во внутреннюю полость НКТ на геофизическом кабеле спускают маркерные камеры, содержащие трассерные вещества для нефти, воды и газа. Маркерные камеры размещают напротив интервалов перфорации нефтегазового пласта.
Маркерные камеры могут открываться и закрываться с использованием сигнала от внешнего управляющего устройства, поступающего по геофизическому кабелю, тем самым исследования могут проводиться в любое необходимое время. При эксплуатации скважины без необходимости исследований маркерные камеры находятся в закрытом положении.
В процессе эксплуатации по мере прохождения потока жидкости через маркерные камеры, трассерные вещества вымываются и выносятся на устье скважины, где анализируются. В результате анализа определяется приток нефти, воды и газа.
1. Способ мониторинга добывающих горизонтальных скважин, включающий использование трассеров-меток, характеризующих работу скважины, с последующим анализом содержания трассеров-меток в скважинной жидкости, отличающийся тем, что по длине скважины во время ее работы в поток скважинной жидкости временно с возможностью съема и/или перемещения по скважине устанавливают по меньшей мере одну проточную камеру с размещенными в проточной камере трассерами-метками, пригодными для выделения в окружающую скважинную жидкость для определения поинтервального притока и фазового состава скважинной жидкости, причем каждую проточную камеру размещают против интервала протяженности пласта, который необходимо контролировать, при этом проточные камеры используют в составе компоновки с изолирующими скважинными элементами.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проточную камеру монтируют на насосно-компрессорных трубах.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что трассеры-метки установлены с возможностью высвобождения при воздействии внешнего управляющего сигнала.
