Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин

Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин

Реферат

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен (патент RU 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.

Недостатком известного способа можно признать его малую информативность, сложность реализации и недостаточную точность.

Известен (авторское свидетельство SU 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.

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

Известен (патент RU 2383727, опубл. 10.03.2010) способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно известному способу проводят закачку по крайней мере в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частицами шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефте-водной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.

Недостатком известного способа следует признать его узкую область применения (только технология гидроразрыва), техническую сложность (необходимость помещения индикатора - шлака одного состава - строго только в одну гидротрещину или ее зону), сложность выделения шлака и его анализа.

Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (патент RU 2544923, опубл. 20.03.2015) способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно известному способу в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры, и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения, во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине, по измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины.

Недостатком известного способа следует признать его недостаточную точность, обусловленную неопределенностью расстояния, которое проходит тепловая метка от момента генерации до момента обнаружения ее температурным датчиком.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств контроля эксплуатации скважины.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении точности способа мониторинга работы добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно разработанному способу проводят установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения, активирование во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида распределенных источников тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения и, предпочтительно, изменения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемым для определения технологических характеристик скважины, причем замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷10 м от ближайшего источника тепла/охлаждения, при этом используют источники тепла/охлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации.

При разработке нефтяных месторождений горизонтальными или наклонно направленными скважинами одной из важнейших задач становится мониторинг распределения притока по стволу скважины. Возможные неравномерности притока связаны, прежде всего, с неоднородностью в распределении фильтрации и неоднородностью емкостных свойств вдоль ствола скважины, неравномерностью в распределении депрессии, а также с возможной пересыпкой ствола скважины, частичной или полной закупоркой противопесочных фильтров механическими примесями либо глинистым материалом, несовершенным освоением скважин (часть глинистой корки остается на стенке скважины), постепенным засорением пор призабойной зоны, прорывами воды и газа и другим.

Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя запланировать и провести соответствующие геолого-технические мероприятия. Также данная информация позволит вовремя обновлять гидродинамические модели разработки месторождения для принятия стратегических решений.

Основной идеей, на которой основан разработанный способ, является наличие в интервалах пласта горизонтальной или наклонно направленной скважины распределенной системы измерения температуры и распределенных источников тепла/охлаждения.

Указанный технический результат достижим за счет того, что:

- достаточно точно известно расстояние от источника тепла/охлаждения до датчика температуры, поскольку известно, какой из источников тепла/охлаждения генерировал тепловую метку-индикатор, что позволяет точно рассчитать скорость потока флюида в скважине;

- неоднократное измерение скорости потока флюида в скважине с использованием одного и того жеисточника тепла/охлаждения и датчика температуры позволяет получить усредненные данные с исключением случайных флуктуаций скорости потока;

- возможность использования различных источников тепла/охлаждения с известным местонахождением используемого источника позволяет определить характеристики потока флюида в любой точке скважины, а также динамики изменения скорости потока флюида.

В качестве средства измерения температуры могут быть использованы как термодатчики любого типа, так и системы измерения температуры на базе оптоволокна. Подобные системы позволяют оценивать профиль притока, в том числе и для вертикальных скважин, путем сравнения с геотермией. Также возможно оценить профиль закачки в горизонтальных скважинах методом восстановления температуры либо с использованием сформировавшихся во время остановок температурных меток.

При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из датчика измерения температуры, а также распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения.

В качестве распределенных по длине скважины многоразовых источников тепла/охлаждения могут быть использованы точечные нагреватели, вмонтированные химические элементы для выделения тепла, дроссельные охлаждающие элементы при закачке газа с поверхности, контрольные линии, позволяющие заканчивать тепловые агенты и другие.

Данные системы могут быть установлены в скважину как на постоянной основе с использованием систем заканчивания скважин для проведения постоянного мониторинга, так и на различных средствах доставки во время проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Такими средствами доставки могут быть геофизический кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, провод и другие.

Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида следует включить на определенное время один из распределенных источников тепла/охлаждения. Время работы источника будет зависеть от его мощности, геометрических размеров скважины, типа и размеров заканчивания скважины, дебитов скважины, фазового состава пластовой жидкости и ее термальных свойств, а также термальных свойств горных пород. Заданное время работы источника можно будет получить как опытным путем, так и с использованием предварительных расчетов процессов теплообмена.

Вследствие работы источника тепла/охлаждения в скважине будет формироваться тепловая метка, которая будут постепенно перемещаться с потоком пластового флюида от места ее образования в сторону пятки скважины и затем от заканчивания скважины на поверхность. Скорость продвижения данной температурной метки будет зависеть от скорости притока пластового флюида в каждой зоне и от скорости движения флюида по скважине до данного интервала. Следовательно, скорость движения тепловой метки будет накопленной функцией, характеризующей движение пластового флюида от притока к скважине. Минимальная скорость будет в носке скважины и максимальная в пятке. Точно известное расстояние от места формирования метки до термодатчика позволит точно рассчитать скорость потока пластового флюида. Возможность неоднократного генерирования метки из одного источника позволит более точно установить скорость.

Использование распределенной системы измерения температуры позволяет отследить движение данных тепловых меток по всему стволу скважины и получить распределение скорости потока.

Использование распределения скорости потока флюида по стволу скважины позволяет в свою очередь найти распределение профиля притока пластового флюида к скважине.

Разработанный способ иллюстрирован следующим примером реализации. Систему устанавливают в добывающей горизонтальной скважине, законченной противопесочным фильтром. Распределенную систему измерения температуры и источники тепла/охлаждения устанавливают на горизонтальном участке скважины на насосно-компрессорных трубах (НКТ) либо гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) малого диаметра. В случае добычи с использованием насоса их подвешивают ниже мотора погружного электроцентробежного насоса. При работе скважины на добычу периодически или постоянно включают нагревательные/охлаждающие элементы и проводят измерения распределения температуры вдоль ствола скважины. По данным изменения температуры во времени определяют профиль притока и, возможно, фазовый состав жидкости, поступающей в скважину из разных интервалов скважины.

Данная технология может найти широкое применение для мониторинга профиля притока добывающей скважины в тех случаях, когда существующие технологии не позволяют сделать это, а именно способ применим для следующих случаев:

- горизонтальные скважины с большими отходами или сложными профилями траектории;

- месторождения с высоковязкой нефтью;

- скважины с многостадийным гидроразрывом пласта;

- многозабойные скважины и скважины с зарезкой бокового ствола;

- скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом;

- офшорные скважины и т.д.

Также разработанный способ можно применить для мониторинга профиля закачки в нагнетательных скважинах. Несомненным преимуществом данной технологии является отсутствие необходимости останавливать скважину для формирования естественной тепловой метки в стволе скважины и возможность проводить мониторинг в тех случаях, когда температура закачиваемой воды совпадает с геотермальной температурой пласта.

Способ также может быть применен в качестве мониторинга изменения свойств призабойной зоны пласта.

В этом случае в остановленной скважине необходимо включить на определенное время распределенный источник тепла/охлаждения. После остановки данного источника с использованием распределенной системы измерения температуры проводят отслеживания скорости восстановления температуры к невозмущенному состоянию. Данная характеристика будет зависеть от общего коэффициента теплообмена между скважиной и пластом. Соответственно скорость отвода тепла будет зависеть от теплофизических свойств горных пород в призабойной зоне пласта.

Проведение таких исследований на различных этапах эксплуатации скважины позволит оценить изменения насыщенности в различных зонах скважины, так как теплофизические свойства горных пород будут зависеть от характера и их насыщения.

Также данные исследования могут быть использованы при оценке изменения величины пористости в процессе эксплуатации скважины.

Таким образом, предложенная технология позволит проводить мониторинг изменения профиля притока добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин, а также оценивать изменения характера насыщенности в призабойной зоне. Это может найти широкое применение в нефтегазовой индустрии и связано с более широким внедрением разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин и наклонно направленных скважин.

1. Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин, включающий установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения, активирование во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида распределенных источников тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения и изменения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемым для определения технологических характеристик скважины, отличающийся тем, что замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷100 м от ближайшего источника тепла/охлаждения, при этом используют источники тепла/охлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при измерении скорости продвижения тепловых меток дополнительно измеряют изменение тепловых меток.