Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине



Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине

 


Владельцы патента RU 2560003:

Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-Групп" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии. Техническим результатом является повышение достоверности исследования действующих горизонтальных скважин с целью выявления интервалов поступления свободного газа в действующую скважину. Способ включает оборудование горизонтального ствола скважины регистрирующими приборами, одновременную регистрацию температуры и давления в нескольких точках горизонтального ствола скважины при изменении давления в скважине, последующее сопоставление отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации. При этом температура и давление регистрируются в простаивающей скважине при пуске скважины в работу при медленном снижении давления в течение времени выше давления насыщения и при дальнейшем снижении давления в течение времени ниже давления насыщения нефти газом, изменение давления в скважине производится путем его медленного снижения в течение времени относительно уровня давления насыщения нефти газом, поступление свободного газа из пласта в интервале горизонтального ствола скважины определяют исходя из отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации, при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом. О поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным судят по знаку отношения относительно давления насыщения нефти газом, которое является условно нулевым уровнем. Применение предлагаемого способа в данном случае позволяет однозначно указать интервал поступления свободного газа. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Известен способ выявления работающих интервалов пласта, заключающийся в регистрации распределения температуры при закачке флюида в скважину и повторной регистрации температуры при отборе флюида из скважины. По температурной аномалии в процессе отбора выявляют интервал пласта, из которого поступает газ [а.с. СССР №672333, кл. E21B 47/06].

Недостатком способа является невозможность использования в скважинах с горизонтальным стволом, поскольку вдоль необсаженного горизонтального ствола (ГС) температурная аномалия может быть вызвана движением жидкости как внутри хвостовика, так и за нецементированном хвостовиком.

Известен также способ определения вертикального движения жидкости в скважине [Васильевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 1983, стр. 195-199], заключающийся в одновременной регистрации кривых изменения давления, по которым определяют плотность жидкости,и температуры. Рассчитывают изменение температуры за счет адиабатического сжатия и расширения.

Недостатками способа являются сложность и значительные затраты при реализации его в скважинах с горизонтальными стволами, поскольку способ связан с многократным перемещением средства измерения температуры и давления вдоль ГС скважины. Другим недостатком способа является невозможность использования канала давления средства измерения с ГС для определения плотности жидкости, поскольку градиент давления вдоль ГС незначителен и не отражает распределение жидкости, кроме того, на горизонтальном участке происходит гравитационное расслоение фаз.

Известен также способ исследования действующих скважин путем спуска глубинного прибора, регистрирующего температуру и давление, на заданную глубину и регистрации температуры и давления [а.с. СССР №1305321, кл. E21B 47/00, 1987]. Известный способ характеризуется неинформативностью термограмм с целью определения интервалов поступления газа при исследовании горизонтальных скважин в условиях разгазирования нефти.

Известен способ исследования действующих горизонтальных скважин путем спуска глубинного прибора, регистрирующего температуру и давление, на заданную глубину и регистрации температуры и давления [Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами. - Нефтяное хозяйство, 2004, - №2. - С. 88-90]. Недостатком данного способа является то, что при поступлении газа в действующую скважину невозможно отличить - идет поступление свободного газа или разгазированной нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах [заявка на изобретение №2005127125, кл. E21B 47/00, 2005] путем спуска автономного глубинного прибора на заданную глубину с одновременной регистрацией температуры и давления с последующим их сопоставлением, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности способа, осуществляют одновременную регистрацию кривых изменения температуры и давления несколькими (произвольное количество) автономными приборами, распределенными по горизонтальному стволу скважины, после скачкообразного изменения давления, а работающий интервал ствола оценивают по условию ηni≠ηoi, где, - значения адиабатического сжатия (расширения) при пуске и остановке скважины соответственно в каждой i-й точке размещения комплексного прибора, регистрирующего одновременно температуру и давление.

Недостатком способа является то, что анализ отношения не указывает на наличие свободного газа.

Целью изобретения является повышение достоверности исследования действующих горизонтальных скважин с целью выявления интервалов поступления свободного газа в действующую скважину.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине, включающем оборудование горизонтального ствола скважины регистрирующими приборами, одновременную регистрацию температуры и давления в нескольких точках горизонтального ствола скважины при изменении давления в скважине, последующее сопоставление отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации, при этом температура и давление регистрируются в простаивающей скважине, при пуске скважины в работу при медленном снижении давления в течение времени Δt1 выше давления насыщения и при дальнейшем снижении давления в течение времени Δt2 ниже давления насыщения нефти газом, изменение давления в скважине производится путем его медленного снижения в течение времени Δt=Δt1+Δt2 относительно уровня давления насыщения нефти газом, условие медленного снижения давления обеспечивается выполнением неравенства, где q=Q/h - удельный дебит (Q-дебит из интервала, h - длина интервала), Cж - теплоемкость флюида, Cпл - теплоемкость пласта, δT - температурная аномалия, равная 0.1°C, , rс - радиус скважины, Rк - радиус дренирования, поступление свободного газа из пласта в интервале горизонтального ствола скважины определяют исходя из отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации , при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом.

О поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным судят по знаку отношения относительно давления насыщения нефти газом, которое является условно нулевым уровнем.

Сложность решения данной задачи геофизическими методами связана с тем, что при разгазировании нефти выделяется газ, близкий по составу со свободным газом, поступающим из пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

Проводится анализ траектории горизонтального ствола действующей скважины в пласте, затем размещают в остановленной скважине датчики температуры и давления, распределенные по всему горизонтальному стволу действующей скважины. На вновь вводимых в действие скважинах горизонтальный ствол скважины оборудуют пакерами с размещенными регистрирующими приборами.

Регистрируют фоновые (скважина остановлена) значения температуры и давления по горизонтальному стволу скважины. Далее при запуске скважины в работу осуществляют медленное снижение давления в стволе скважины и одновременную регистрацию температуры и давления по всем распределенным датчикам. Определяется отношение изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации , при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом судят о поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным.

Сущность способа поясняется графиками, представленными на фиг. 1 и фиг. 2, где приведены случаи поступления в скважину разгазированной нефти и свободного газа в действующую скважину.

Участок 1 (приток газированной нефти).

На фиг. 1 приведены изменения температуры и давления при отсутствии поступления свободного газа. Видно, что первоначально наблюдается дроссельный разогрев нефти при давлениях выше давления насыщения нефти газом.

Участок 2 (приток свободного газа).

На фиг. 2 приведены изменения температуры и давления при наличии поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины. В этом случае, после снижения давления наблюдается снижение температуры поступающего флюида.

При этом в точке установки приборов участка 2 (фиг. 2) наблюдается неизменность знака отношения при изменении давления в горизонтальном стволе скважины, а в точках установки приборов участка 1 (фиг. 1) - изменение знака отношения . По сопоставлению полученных отношений установлено, что для участка 1 (фиг. 1) наблюдается приток из пласта газированной нефти, а для участка 2 (фиг. 2) - приток свободного газа.

Применение предлагаемого способа в данном случае позволяет однозначно указать интервал поступления свободного газа.

Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине, включающий оборудование горизонтального ствола скважины регистрирующими приборами, одновременную регистрацию температуры и давления в нескольких точках горизонтального ствола скважины при изменении давления в скважине, последующее сопоставление отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации , отличающийся тем, что температура и давление регистрируются в простаивающей скважине, при пуске скважины в работу при медленном снижении давления в течение времени Δt1 выше давления насыщения и при дальнейшем снижении давления в течение времени Δt2 ниже давления насыщения нефти газом, изменение давления в скважине производится путем его медленного снижения в течение времени Δt относительно уровня давления насыщения нефти газом, условие медленного снижения давления обеспечивается выполнением неравенства ,
где q=Q/h. - удельный дебит (Q - дебит из интервала, h - длина интервала), Cж - теплоемкость флюида, Cпл - теплоемкость пласта, δT - температурная аномалия, равная 0.1°C, , rс - радиус скважины, Rк - радиус дренирования, поступление свободного газа из пласта в интервале горизонтального ствола скважины определяют исходя из отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации , при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом поступление свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным определяют по знаку отношения относительно давления насыщения нефти газом, являющегося условно нулевым уровнем.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности измерения чрезвычайно малых дебитов не только жидкости, но и газа.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепаратор, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию с установленными на ней датчиками давления и температуры газовой фазы, связанными со счетно-решающим блоком с электронными часами, к которому подключены установленные на общей линии перед впадением ее в сборный коллектор объемный счетчик жидкости и запорный клапан. Сепаратор выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей, которые в нижней части соединены патрубком. На стыке между вертикальными цилиндрическими емкостями смонтирован жидкостный сифон, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей соединены газовым сифоном. На выходе сепаратора установлен плотномер, соединенный со счетно-решающим блоком с электронными часами, содержащим микропроцессор. 7 ил.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента. Причем индикаторный элемент встраивают в наполнитель противопесочного фильтра. Обеспечивают работу системы мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента. Регулируют скорость потока в скважине на основании данных, полученных от системы мониторинга. Система мониторинга расположена таким образом, что обеспечивается ее совместная работа с индикаторным устройством, и определенное воздействие на индикаторное устройство обнаруживается системой мониторинга. Соответствующие выходные данные системы мониторинга, характеризующие степень эрозии, позволяют регулировать интенсивность потока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности. Устройство содержит мерную емкость, весоизмеритель, входной трубопровод для продукции скважины, выходной трубопровод для газа и выходной трубопровод для жидкости, оборудованный управляемым запорным органом, соединенным с электрической схемой управления. При этом устройство включает дополнительную мерную емкость. Входной трубопровод оборудован управляемым переключателем потока, к которому подключают обе мерные емкости. Дополнительную мерную емкость, наряду с существующей, соединяют с выходным трубопроводом для газа и, через дополнительный управляемый запорный орган, с выходным трубопроводом для жидкости. В качестве входных и выходных трубопроводов каждой емкости используют консольно-защемленные трубопроводы. Обе мерные емкости оборудованы сигнализаторами уровня жидкости и подвешены на весоизмерители, в качестве которых применяют тензорезисторные датчики. Изобретение направлено на снижение погрешности измерений, расширение потребительских свойств и повышение надежности устройства и позволяет измерять дебит продукции скважин в непрерывном режиме, определять содержание пластовой воды в продукции скважин и вычислять массу «нетто» нефти. 1 ил.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат - создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, в котором для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний. Измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение. Скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта. Для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер. После перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта. Производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. Технический результат заключается в повышении эффективности раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ). В скважину, в зону предполагаемого заколонного перетока жидкости, спускаются термоизолированные НКТ, снаружи которых крепятся датчики температуры. Осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале. После извлечения термоизолированных НКТ из скважины проводится анализ показаний датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где Rk - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины. Об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Использование способа повышает достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин. Отличительной особенностью системы и способа динамической калибровки является то, что они включают в себя средство, предусмотренное для индивидуальной калибровки датчика давления в соответствии с параметрами каждой отдельной скважины. Технический результат - повышение точности результатов измерения дебита флюидов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах. Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является расширение диапазона измеряемых скоростей. Данный технический результат достигают за счет того, что в потоке создают тепловую метку с помощью генератора тепловых меток, регистрируют появление тепловой метки, прошедшей базовое расстояние X, с помощью регистратора тепловых меток. Затем измеряют время t прохождения меткой базового расстояния X, по которому определяют скорость Vn потока. При этом генератор и регистратор меток перемещают вдоль скважины со скоростью Vk, удовлетворяющей математическому соотношению |Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1. Базовое расстояние Х задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа. 1 ил.
Наверх