Способ определения поинтервального притока флюида в эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных и наклонно-направленных скважин, и может быть использовано для определения профиля приемистости нагнетальных скважин. Способ включает 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 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. Технический результат заключается в расширении арсенала средств для определения дебита. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации 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 флюида в данных 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 скважин.

Указанный технический результат в способе определения поинтервального притока флюида в нефтегазовых скважинах, 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, 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.

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

Перспективно определять момент запуска скважины по созданной внутри нее тепловой метки, наблюдаемой в режиме остановленной скважины, в случае расположения оптоволокна на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля.

Выгодно располагать витки оптоволокно после греющего кабеля, так как в этом случае при сохранении мощности греющего кабели на определенной длине удается больше создать градиент температуры флюида.

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

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

Таким образом, заявляемый способ позволяет внутри мандрели, создавать распределенный источник нагрева флюида совмещенный с распределенным датчиком измерения температуры, что позволяет контролировать тепловую метку по мере ее появления внутри остановленной скважины для определения интервального дебита флюида не только скважины в целом, но и отдельных ее рабочих зон, с максимальным притоком флюида 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 скважины, где: 1 - скважина; 2 - НКТ; 3 - затрубное пространство; 4 - пакер хвостовика; 5а - 5n - перфорированные трубы; 6а - 6n - тепловые метки; 7а - 7n - мандрели с греющим кабелем; 8 - электрический провод для питания греющего кабеля; 9 - оптоволокно.

На фиг. 2 представлен фрагмент осесимметричной мандрели 7а, где: обмотка греющего кабеля 10 и обмотка оптоволокна 11 расположены между кольцами друг друга; 12 - тепловая метка; 13 - газлифтная мандрель.

На фиг. 3 представлен фрагмент осесимметричной мандрели 7а, где: обмотка греющего кабеля 14 и обмотка оптоволокна 15, расположены кольцами последовательно друг за другом. Внутри обмотки греющего кабеля 14 изображена тепловая метка 16; 17 - газлифтная мандрель.

Заявляемое устройство, представленное на фиг. 1 и фиг. 2 работает следующим образом.

Перед началом измерения осуществляют остановку скважины 1, после чего выполняют изменение температуры флюида, за счет создания тепловой метки 12 с помощью нагревателя в виде обмотки греющего кабеля 10 в мандрелях 7а-7n, запитываемого при помощи электрического провода 8 в определенной рабочей зоне, например, ограниченной двумя перфорированными участками трубы НКТ 5а-5б. В это время при помощи оптоволокна 9, наблюдает за появлением тепловой метки 12 (фиг. 2) или тепловых меток 6а - 6n (фиг. 1) в определенных рабочих зонах между перфорированными трубами 5а - 5n, с контрастом, достаточным для дальнейших измерений. После этого, осуществляют запуск скважины 1, после чего измеряют скорость движения созданных тепловых меток 6а - 6n в стволе скважины в определенной рабочей зоне между перфорированными трубами 5а - 5n, 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 1.

Аналогичным образом работает заявляемое устройство, представленное на фиг. 1 и фиг. 3. Отличием от вышеприведенного варианта будет являться то, что обмотка оптоволокна 15, будет фиксировать до запуска скважины не всю созданную метку, а только начало тепловой метки 16. При этом сама тепловая метка 16 будет иметь повышенный контраст по сравнению с тепловой меткой 12 за счет более высокой плотности витков обмотки 14 греющего кабеля. После запуска скважины вся работа происходит аналогично предыдущему случаю.

Для проверки работоспособности заявляемого способа был разработан испытательный стенд, в котором моделировался участок создания и регистрации тепловой метки. За основу конструкции была взята труба, эмулирующая НКТ, на внутренней поверхности которой были размещены: греющий кабель, намотанный спиралью, а также участок распределенного датчика температуры в виде оптоволокна, намотанного спиралью. Мощность греющей спирали составляла 360 Вт, внутренний диаметр спирали составлял 51 мм, длина спиральной намотки греющего кабеля составляла 1 м, диаметр спиральной намотки оптоволокна равен диаметру спиральной намотки греющего кабеля, а длина спиральной намотки оптоволокна составляла 73 см с шагом намотки 1 мм. За счет нагрева греющего кабеля в течении 15 мин. была сформирована тепловая метка с градиентом 5.3 градуса.

Таким образом, заявляемый способ позволяет создать внутри мандрели, тепловую метку и по мере ее прохождения вдоль ствола скважины, контролировать, как дебит скважины в целом, так и отдельные ее рабочие зоны с максимальным притоком флюида в НКТ.

1. 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, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что момент запуска скважины определяют исходя из созданной внутри нее тепловой метки, при расположении оптоволокна на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что момент запуска скважины определяют по началу создания тепловой метки, фиксируемой распределенным оптоволоконным датчиком, расположенным после колец греющего кабеля.

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

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

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