Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ И СОСТАВА ПРИТОКА В МАЛОДЕБИТНЫХ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам определения фазового профиля притока и устройствам для измерения и контроля эксплуатационных параметров малодебитной нефтяной скважины.

В настоящее время в процессе проведения промыслово-геофизических исследований количественно оценить профиль притока жидкости (нефти) в малодебитной (менее 20 м³/сут) скважине с высокой обводненностью продукции даже в условиях вертикальных обводненных скважин - практически невозможно, поскольку чувствительность механической расходометрии при пузырьковом/пробковом потоке легкой фазы очень мала, а термокондуктивная расходометрия в условиях многофазного (многокомпонентного) потока - не является средством измерения фазовой скорости (расхода), т.к. ее показания одновременно зависят еще и от состава компонент потока (используется как индикатор притока).

Известны способы:

а) «механическая осевая турбинная расходометрия», состоящий в непрерывной или поточечной регистрации по стволу скважины глубинного профиля изменения скорости потока жидкости (газа) с помощью тахометрического датчика (механической вертушки), при этом измеряемая скорость потока будет линейно пропорциональна частоте вращения подвижного элемента датчика расходомера (осевой турбинки).

б) термокондуктивная осевая расходометрия, состоящий в непрерывной или поточечной регистрации по стволу скважины разницы температуры между нагревательным элементом (нагрев которого осуществляется электрическим током постоянно или в импульсном режиме) и датчиком термометра, расположенном на фиксированном расстоянии от элемента нагревателя - в условиях однородного гомогенного потока измеренная разница температуры будет пропорционально скорости потока жидкости (газа) в интервалах притока в ствол скважины.

в) расходометрия с распределенными по сечению потока сенсорами типа (а - типа Schlumberger «FSI») для определения компонентного состава продукции состоящий в одновременной непрерывной регистрации по стволу скважины нескольких глубинных профилей изменения скорости потока жидкости (газа) с помощью 4-8 разнесенных по площади сечения скважины тахометрических датчиков (миниатюрных вертушек), при этом измеряемая независимо каждым датчиком скорость слоев отдельных фаз (включений компонент) расслоенного (например, в условиях горизонтального ствола) многофазного (многокомпонентного) потока будет пропорциональна показаниям элементов (сенсоров) механического расходомера, благодаря чему математическим путем может быть построена объемная модель как истинных, так и расходных фазовых содержаний сложного по составу потока.

г) радиоактивный комплексный способ для определения линейной скорости движения фаз: воды (кислородный нейтронный активационный метод КНАМ) и растворяемых в нефти индикаторов (типа гадолиния) с высокими нейтронно-поглощающими свойствами (импульсный нейтронный каротаж ИНК) (типа Schlumberger «Flag ship»), состоящий в независимом измерении линейных фазовых скоростей расслоенного многофазного (многокомпонентного) потока: либо путем активации отдельной фазы (например, воды) излучением радиоактивных частиц (быстрыми нейтронами в методе КНАМ) с последующим измерением скорости движения радиоактивной метки по стволу вдоль прибора, либо помещением (путем впрыскивания из прибора) в слой легкой компоненты (например, в нефть) порции вещества, активно поглощающего тепловые нейтроны (метод ИНК) также с последующим измерением скорости движения радиоактивной метки по стволу вдоль прибора.

За наиболее близкий аналог предлагаемого способа можно взять расходометрию с распределенными по сечению потока сенсорами механического (тахометрического) типа, т.к. данный тип метода расходометрии позволяет выделить в потоке фазовые включения и оценить их скорость передвижения вдоль ствола скважины. Однако, это будет работать только в случае полного расслоения фаз, например, в условиях исследования горизонтальных скважин. В условиях вертикальных скважин, особенно при их малодебитности, когда фаза углеводорода (нефть или газ) всплывает через неподвижный ствол воды, скопившийся в стволе добывающей скважины, этот способ, равно как и вышеуказанные способы в п. а, б, г не показали на практике своей эффективности.

Таким образом, аналоги из арсенала классических способов ПГИ не способны корректно работать в малодебитных скважинах (менее 20 м³/сут) с высокой обводненностью продукции, где в вертикальной части ствола имеют место частично расслоенные пробковые (пузырьковые) структуры потока.

За прототип предлагаемого способа количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных нефтяных обводненных скважинах можно взять способ дистанционной видеофиксации элементов ствола скважины («скважинное видео»), применяемый для решения задач по оценки технического состояния обсадных и лифтовых колонн. Указанный способ эффективен при оценке состояния внутренней поверхности ствола, если среда, заполняющая ствол - достаточно видео прозрачна (т.е. с преобладанием фаз воды или газа).

Для обеспечения исследований по оценке технического состояния эксплуатационных скважин в настоящее время промышленностью выпускаются следующие системы скважинной видеосъемки: «СТС-4000», «Велко», «Hitwell E-Cam», «АРГО-цифра», «КП-512ВК», «Halliburton Downhole Video service» и др. Однако эти измерительные комплексы сами по себе не предназначены для решения задач по оценке «состава-притока», ни в малодебитных, ни в высокодебитных скважинах.

Общие недостатки: невозможность количественного определения расхода легкой фазы в условиях исследования вертикальных и наклонно-направленных скважин с многокомпонентным частично расслоенным составом; в основном используются либо для исследования горизонтальных скважин (способы-аналоги) с полностью расслоенным потоком, либо для визуальной оценки технического состояния ствола (обсадных колонн) в вертикальных и наклонно-направленных скважинах (прототип).

Технической задачей изобретения является количественная оценка профиля расходных параметров легкой фазы (нефти или газа) в многокомпонентном потоке в малодебитных вертикальных и наклонно-направленных скважинах, преимущественно заполненных водой (т.е. в условиях видео прозрачности заполнителя ствола).

Основой решения данной технической задачи является использование телеинспекционного комплекса (фигура 1) с установленной видеокамерой (фигура 2) (или двумя синхронно работающими видеокамерами), спускаемого в действующую скважину, а также обработка полученной видеозаписи с помощью предлагаемого авторами компьютерного алгоритма.

Для оценки профиля притока углеводородных фаз в малодебитной скважине, забой которой преимущественно заполнен водой, а также для определения скорости движения глобул нефти (или газа) при их «пробулькивании» («барботаже») через столб неподвижной или слабо движущейся воды - может быть применен усовершенствованный метод скважинной видеосъемки. Ранее такой подход никем не применялся.

Для решения ряда технических проблем, связанных с изучением состояния внутрискважинного пространства, в настоящее время разработано значительное число аппаратуры типа «скважинного видео». При этом видеокамера может спускаться на забой на кабеле, как оптоволоконном, так и обычном геофизическом 3-х жильном кабеле.

Для того, чтобы обеспечить качественную видео и фотосъемку на забое скважины необходимо:

1) поверхность камеры должна быть покрыта специальной грязеотталкивающей пленкой или химическим составом;

2) при использовании каротажного, так и оптоволоконного кабелей, обязательно необходимо организовывать подсветку забоя в месте снятия изображений в стволе скважины;

3) среда, в которой выполняется съемка - должна быть видео прозрачна (т.е. на забое преимущественно должны быть либо газ, либо вода).

Все это позволяет оператору наглядно видеть притоки и движение вдоль ствола отдельных капель (глобул) нефти в среде воды или газа - в среде воды.

Для определения площади поверхности всплывающих в стволе глобул легкой фазы и их линейной скорости предлагается компьютерный алгоритм обработки получаемого со скважинной видеокамеры фото/видео изображения, состоящий из нескольких этапов:

- разбиение видео по кадрам, их сегментация и выделение заднего фона;

- бинаризация изображения, контрастирование и вычитание выделенного ранее фона;

- выделение объектов изображения и определение их свойств с определением площади и скорости общего потока глобул легкой фазы.

Предлагаемый авторами компьютерный алгоритм обработки получаемого в скважине видеоизображения позволяет определять площадь потока с погрешностью до 15% (до 20% в сложных условиях).

Распознавание глобул нефти на видео изображениях осуществляется в том числе с использованием нейросетевых методов детектирования движущихся объектов на видео и определения их свойств с дополнительным определением площади общего потока глобул легкой фазы.

С целью определения скорости всплывающих глобул легкой фазы видеокамера предварительно настраивается на два фокусных расстояния с разницей между ними L, (дальнейшая съемка идет покадрово с переключением фокусов), что позволяет поочередно во времени фиксировать прохождение глобулами легкой фазы точек (сферических поверхностей) пересечения фокусов камеры. Либо используются две синхронно работающие видеокамеры, разнесенные на расстояние L, а измерение также ведется покадрово с возможностью фиксации прохождения глобулами легкой фазы точек пересечения фокусов. Разница между фокусными расстояниями и расстояниями между камерами (L) определяется формулой:

L=v*3600/N, где: v - ориентировочная скорость движения легкой фазы, N -количество кадров в минуту, обеспечиваемое видеокамерой. После чего рассчитывается скорость легкой фазы по формуле V=L/dT, где dT - время перемещения глобул в пределах длины L. Затем рассчитывается дебит легкой фазы по формуле Q=V*S, где S - площадь потока, определяемая на основе измерений видеокамерой на одном из фокусных расстояний.

При известной длине расстояния между выставленными фокусами на видео изображение может быть виртуально наложена масштабная сетка, по которой могут быть определены скорости всплытия фиксируемых непрерывно в процессе всплытия глобул (фигура 3), а с учетом известного диаметра канала всплытия (т.е. ствола) может быть выполнена автоматизированная оценка размеров каждой глобулы, ее индивидуальная идентификация и соответственно - скорость всплытия. Кроме того, в настоящее время в России серийно производятся модули скважинной видеосъемки с двумя разнесенными по длине прибора синхронно работающими камерами, благодаря чему в принципе можно оценивать скорость движения фазовых включений не меняя настройку фокусов - по каждой из камер в отдельности.

С помощью полученных параметров, характеризующих отношение площади всплывающих глобул к сечению потока (фигура 4) и скорости всплытия отдельных глобул возможно определить текущий расход (профиль расходного объемного содержания притекающей с забоя легкой фазы - как нефти, так и газа) в исследуемом интервале с погрешностью порядка 15-20 процентов (оценка лабораторного эксперимента авторов).

На фигуре 1 показан скважинный измерительный комплекс, где 1 - подъемник с лебедкой каротажного кабеля на автомобильном шасси, 2 - скважинный прибор (электронные схемы, включающие 3 - блок питания, 4 - модем, 5 - видеосервер) в металлическом корпусе 7 с измерительной видеоголовкой 6 скважинного модуля, 8 -каротажный (обычно трехжильный) грузонесущий кабель, с регистрирующей станцией со счетчиком глубины 9, компьютером 10 и модемом-приемник 11.

На фигуре 2 показана фотография головки скважинного модуля, где 12 - видеокамера с грязеотталкивающим покрытием на объективе (в торце, в центре), 13 - фонарий для подсветки фиксируемого в стволе скважины изображения (расположены по периметру торца).

На фигуре 3 представлены результаты видео фиксации (без оценки скорости всплытия глобул нефти), где 14 - контуры всплывающий глобул, 15 - номер кадра.

На фигуре 4 представлена гистограмма, отражающая фактические скважинные результаты количественной оценки (обработка выполнена по алгоритму авторов) объемного содержания фазы нефти в скважине, заполненной водой - по результатам видео фиксации (без оценки скорости всплытия глобул нефти) и показывающие частотное распределение размеров глобул, зафиксированных на кадрах. Над гистограммой указаны общая площадь глобул в поперечном сечении скважины и их доля (%) к площади сечения.

Примеры раздельного использования (внедрения) составляющих техническое решение предлагаемого способа.

1) Применение телеинспекционного комплекса «СТС-4000» для оценки технического состояния скважин на газохранилищах.

2) Применение систем скважинной видеосъемки «АРГО-цифра» и «Hitwell video Е-Cam» оценки технического состояния скважин на нефтяных и газовых месторождениях (с возможностью фиксации нижней границы интервалов притока флюида в ствол скважины).

Преимуществом нового способа исследований является как возможность высокоточного определения работающей на приток толщины всего фильтра, так и количественная оценка профиля притока в эксплуатационных малодебитных обводненных скважинах. Также преимуществом является намного более высокая по сравнению с известными методами оценки расхода точность при количественной оценке расхода нефти при «глобульной» (пузырьковой и пробковой) структуре потока.

В нефтедобывающих дочерних обществах периметра компании ПАО «Газпром нефть» эффект связан с:

1. Определением интервалов и профиля притока в малодебитных нефтяных и газовых скважинах, где известные традиционные методы ПГИ не чувствительны к притоку.

2. Количественным определением интегрального и дифференциальных расходов нефти в малодебитных (менее 20 м³/сут) скважинах с высокой обводненностью.