×
04.04.2018
218.016.338a

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002645692
Дата охранного документа
27.02.2018
Аннотация: Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Определение профиля притока из многозонной скважины является важной задачей. Определение дебита отдельных интервалов перфорации необходимо, в частности, для принятия решения о необходимости проведения кислотной обработки, повторной перфорации и т.д..

Определение профиля притока обычно проводят во время промыслового каротажа добывающей скважины с помощью механических расходомеров (см., например, Hill, A.D.,. Production Logging - Theoretical and Interpretive Elements, SPE Monograph Series., 2002, стр. 61). Основными недостатками этого способа являются необходимость проведения специального каротажа скважины (в дополнение к операциям, проводимым в скважине во время перфорации и опробования скважины) и сложность определения дебитов малопродуктивных пластов.

Вклад различных интервалов перфорации может быть оценен также с помощью данных температурного каротажа добывающей скважины (см. Череменский Г.А., Прикладная геотермия, М. Недра, 224 стр., стр. №181) или из анализа нестационарных температурных данных, полученных при изменении дебита скважины (см. Чекалюк, Е.Б., Термодинамика нефтяного пласта, Москва, 1965, 234 стр., стр. №88, или Ramazanov, A., Valiullin, R.А., Shako, V., Pimenov, V., Sadretdinov, A., Fedorov, V., Belov, K., 2010. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation, SPE 136256-MS). К недостаткам этих способов можно отнести необходимость анализа относительно небольших температурных сигналов и необходимость проведения специальных каротажей скважины или установки в скважине специального оборудования.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.

Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема скважины с двумя интервалами перфорации, на фиг. 2 приведен пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и T2(t) выше интервалов перфорации, на фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный для давления, приведенного на Фиг. 2, на фиг. 4 приведена полная избыточная тепловая энергия добываемого флюида (рассчитанная по температуре Т2, сплошная линия) и соответствующая энергия, рассчитанная по температуре T2, на фиг. 5 показан алгоритм определения профиля притока с использованием численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Данное изобретение предлагает определять профиль притока в скважинах с несколькими интервалами перфорации с использованием результатов измерения скважинного давления и результатов измерения температуры с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне. Температуру надо измерять выше каждого интервала перфорации и на забое скважины, ниже всех интервалов перфорации.

Способ предусматривает измерение забойного давления P0(t) и забойной температуры T0(t), которая определяет среднюю температуру пород в рассматриваемом интервале глубин. Измерения осуществляют с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне в скважине ниже всех интервалов перфорации, а также измерения температуры Ti(t) добываемого флюида (i=1,2,..,m, m есть число интервалов перфорации) с помощью датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.

Измерения давления P0(t) и температуры Ti(t) (i=0,1,..,m) начинают до перфорации (что позволяет определить пластовое давление и геотермальную температуру и продолжать измерение в течение нескольких часов после перфорации, до тех пор, пока температура добываемого флюида, нагретого благодаря энергии перфорационного взрыва, не вернется к первоначальной температуре пласта). При взрыве перфорационных зарядов часть энергии идет на испарение скважинного флюида и на энергию кумулятивной струи, но большая часть энергии идет на нагрев перфорационной колонны, обсадной трубы и породы вблизи скважины. Нагрев добываемого флюида происходит при его контакте с этими телами.

Затем оценивают суммарный дебит скважины Q(t), используя один из следующих способов:

- измерение расхода на поверхности или в скважине,

- расчет расхода по изменению забойного давления P0(t) (если добываемый флюид не достигает поверхности),

- расчет расхода с использованием забойного давления P0(t) и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Параметры (проницаемости и скин факторы), определяющие продуктивность отдельных пластов, принимаются равными средним значениям, которые определяются в результате традиционного гидродинамического исследования скважины.

Рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого температурного датчика

где Tf - средняя температура пород в рассматриваемом интервале глубин (определяемая T0(t) и практически равная ей), - объемная теплоемкость флюида.

Дебит отдельных интервалов перфорации рассчитывают по величинам Ei и известным количествам перфорационных зарядов в каждом перфорационном интервале.

Рассмотрим случай малодебитной скважины, когда в первые часы после перфорации нет излива добываемого флюида на поверхность.

Схема скважины с перфорационной колонной, пакером и двумя интервалами перфорации приведена на Фиг. 1, где показаны пакер - 1, клапан - 2, датчик температуры Т2 - 3, датчик температуры Т1 - 4, датчики забойной температуры и давления Т0, Р0 - 5, вторая зона притока - 6, первая зона притока - 7, второй интервал перфорации - 8, первый интервал перфорации - 9.

На Фиг. 2 приведен синтетический пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и Т2(t) выше интервалов перфорации. Толстая кривая соответствует забойному давлению, которое равно ~50 бар перед перфорацией и увеличивается до пластового давления (около 85 бар) во время добычи в соответствии с тем, что поднимается уровень флюида в добывающей трубе. В данном случае принято, что интервалы перфорации имеют одинаковую протяженность и одинаковое количество перфорационных зарядов.

Если нет излива добываемого флюида на поверхность, суммарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан по забойному давлению P0(t):

где rt - внутренний радиус трубы, g=9.81 - м/с2 ускорение свободного падения, - плотность флюида.

На Фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный по этой формуле для давления, приведенного на Фиг. 2 (для =850 кг/м3, rt=0.038 м). Рассчитанный дебит далее используют для определения профиля притока.

В случае, если суммарный дебит скважины измерялся в скважине или на поверхности, этот дебит непосредственно используется для определения профиля притока.

Графики температуры T1 и Т2 (Фиг. 2) показывают, что сразу после перфорации температура потока добываемого флюида значительно больше (в данном случае на ~20 С), чем температура пород Tf (точки на Фиг. 2). Эта температура определяется нагревом скважинного флюида при взрыве и нагревом пластового флюида при его контакте с горячей породой, обсадной колонной и перфорационной колонной. Следует отметить, что температура породы может быть оценена по результатам измерения температуры в скважине перед перфорацией.

Поток пластового флюида охлаждает околоскважинную породу, обсадную и перфорационную колонну и через некоторое время (tp=5÷10 час) после перфорации измеренные в скважине температуры приближаются к невозмущенной температуре пород (Фиг. 2). Это означает, что тепловая часть Еm энергии взрыва перфорационных зарядов трансформировалась в избыточную тепловую энергию добытого флюида.

В данном случае m=2 и Em≡E2. Используя температуру Т2, измеренную датчиком, который расположен выше всех интервалов перфорации, и дебит скважины Q(t), эту энергию можно рассчитать по формуле:

Сплошная линия на Фиг. 4 показывает избыточную тепловую энергию добываемого флюида для данных, приведенных на Фиг. 2. Видно, что через ~3 часа после перфорации Е2 достигает своего наибольшего значения Е2≈16.5 МДж.

Полная энергия перфорационного взрыва, рассчитанная по удельной энергии взрыва и массе взрывчатого вещества, в рассматриваемом случае составляет Ее≈28 МДж. Это означает, что приблизительно δ=60% от энергии взрыва было преобразовано в тепловую энергию породы, обсадной и перфорационной колонны:

Em=δ⋅Ee.

Оставшаяся часть энергии взрыва (около 40%) была затрачена на разрушение породы, генерацию ударных волн в породе и в скважине или была быстро вынесена за пределы рассматриваемого интервала с газообразными продуктами взрыва.

Предлагаемая в данном изобретении процедура расчета дебита отдельных интервалов перфорации основана на следующих предположениях:

- величина δ одинакова для разных интервалов перфорации,

- флюиды, поступающие в скважину из разных интервалов перфорации, имеют одинаковые объемные теплоемкости,

- расстояние между интервалами перфорации невелико и можно пренебречь потерями тепловой энергии флюида в окружающие породы между интервалами перфорации,

- продолжительность добычи после перфорации и дебиты скважины достаточно велики, так что измеряемая датчиками температура флюида снижается до температуры невозмущенных пород.

Пусть m - число интервалов перфорации,

Qi есть дебит из iго интервала, - суммарный дебит скважины,

есть дебит скважины из нижних i перфорационных интервалов, отнесенный к суммарному дебиту скважины (γm=1),

ni есть число перфорационных зарядов в iм интервале перфорации,

есть полное число перфорационных зарядов в скважине,

есть число зарядов в нижних i интервалах перфорации, отнесенное к полному число перфорационных зарядов в скважине (bm=1),

Тi(t) есть температура флюида, измеренная датчиком температуры, расположенным выше iго интервала перфорации.

Дебит отдельных интервалов перфорации (на начальном этапе значения γi) рассчитывают с использованием закона сохранения энергии, который записывают для всех интервалов (i=1,2,..m):

или

где i=1,2,..m,

Искомые относительные продуктивности уi (yi=Qi/Q, ) отдельных перфорационных интервалов рассчитывают по формулам:

В рассматриваемом случае двух интервалов перфорации (m=2) и одинакового числа перфорационных зарядов в интервалах (b1=0.5) рассчитанная энергия Е1(t) показана на Фиг. 4 пунктирной линией.

Расчетное значение безразмерного дебита γ1(t) выходит на приблизительно постоянное значение через ~3 часа после перфорации: γ1=y1≈0.7.

В общем случае нестационарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан с использованием измеренного забойного давления P0(t) и численной модели многопластовой добывающей скважины, в которую в качестве свободных параметров входят проницаемости {ki} и скины {si} продуктивных пластов. Значения этих параметров могут быть найдены с использованием итерационной процедуры, алгоритм которой приведен на Фиг. 5.

Первоначальный набор параметров, характеризующих продуктивные интервалы {ki, si}, определяется с помощью традиционного гидродинамического исследования (ГДИ) скважины в предположении, что все пласты имеют одни и те же свойства. Для этих параметров с использованием измеренного забойного давления P0(t) рассчитывают общий дебит скважины Q(t) и относительные дебиты отдельных пластов {yki}. Затем, используя найденный дебит Q(t) и температуры {Ti(t)}, измеренными датчиками, расположенными выше продуктивных пластов, с использованием описанной выше процедуры находят относительные дебиты и сравнивают два полученных набора чисел, характеризующих профиль притока, например, рассчитывают величину невязки S:

Если S меньше заданной величины невязки ε: S<ε, то данный набор параметров принимается в качестве решения задачи. В противном случае значения параметров {ki,si} изменяют, и вычисления продолжают до тех пор, пока векторы {yki} и с заданной точностью не совпадут.


СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 21-30 of 112 items.
27.01.2014
№216.012.9c21

Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002505675
Дата охранного документа: 27.01.2014
10.02.2014
№216.012.9fa4

Способ определения локального изменения концентрации примеси в потоке жидкости

Использование: для измерения локального изменения концентрации примеси в потоке жидкости на входе в измерительную ячейку. Сущность заключается в том, что сначала определяют изменение концентрации примеси во времени внутри измерительной ячейки для жидкости, содержащей примесь, изменение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002506576
Дата охранного документа: 10.02.2014
20.02.2014
№216.012.a1f7

Способ получения проппанта (варианты) и способ гидравлического разрыва пласта с использованием полученного проппанта (варианты)

Изобретение относится к керамическому проппанту и к способу его изготовления, а также к способу гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является снижение плотности и повышение стойкости к разрушению проппанта. Керамический проппант включает множество спеченных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507178
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a339

Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507500
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a33a

Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507501
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a343

Способ измерения весовой концентрации глины в образце пористого материала

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507510
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a346

Способ определения количественного состава многокомпонентной среды

Изобретение относится к области исследования состава жидкостей и материалов с содержанием не менее двух компонентов, в частности к способам определения количественного состава многокомпонентных сред. В соответствии со способом определения количественного состава многокомпонентной среды,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507513
Дата охранного документа: 20.02.2014
27.07.2014
№216.012.e445

Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок. Добавка к обрабатывающей жидкости для повышения проницаемости проппантной упаковки содержит агент для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002524227
Дата охранного документа: 27.07.2014
27.07.2014
№216.012.e500

Способ определения теплоты адсорбции и теплоты смачивания поверхности и измерительная ячейка калориметра

Изобретение относится к области исследования свойств взаимодействия поверхности с флюидами и может быть использовано для определения теплоты адсорбции и смачивания поверхности. Заявлена измерительная ячейка калориметра, состоящая из изолированных друг от друга верхней и нижней частей,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002524414
Дата охранного документа: 27.07.2014
10.08.2014
№216.012.e7a4

Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525093
Дата охранного документа: 10.08.2014
Showing 21-30 of 81 items.
27.01.2014
№216.012.9c1c

Способ управления траекторией трещины гидроразрыва в пластах, содержащих природные трещины

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002505670
Дата охранного документа: 27.01.2014
27.01.2014
№216.012.9c1e

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002505672
Дата охранного документа: 27.01.2014
27.01.2014
№216.012.9c21

Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002505675
Дата охранного документа: 27.01.2014
10.02.2014
№216.012.9fa4

Способ определения локального изменения концентрации примеси в потоке жидкости

Использование: для измерения локального изменения концентрации примеси в потоке жидкости на входе в измерительную ячейку. Сущность заключается в том, что сначала определяют изменение концентрации примеси во времени внутри измерительной ячейки для жидкости, содержащей примесь, изменение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002506576
Дата охранного документа: 10.02.2014
20.02.2014
№216.012.a1f7

Способ получения проппанта (варианты) и способ гидравлического разрыва пласта с использованием полученного проппанта (варианты)

Изобретение относится к керамическому проппанту и к способу его изготовления, а также к способу гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является снижение плотности и повышение стойкости к разрушению проппанта. Керамический проппант включает множество спеченных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507178
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a339

Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507500
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a33a

Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507501
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a343

Способ измерения весовой концентрации глины в образце пористого материала

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507510
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.02.2014
№216.012.a346

Способ определения количественного состава многокомпонентной среды

Изобретение относится к области исследования состава жидкостей и материалов с содержанием не менее двух компонентов, в частности к способам определения количественного состава многокомпонентных сред. В соответствии со способом определения количественного состава многокомпонентной среды,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507513
Дата охранного документа: 20.02.2014
27.07.2014
№216.012.e445

Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок. Добавка к обрабатывающей жидкости для повышения проницаемости проппантной упаковки содержит агент для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002524227
Дата охранного документа: 27.07.2014
+ добавить свой РИД