Способ мониторинга происхождения добываемого скважинного флюида Российский патент 2022 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к области исследования нефтяных скважин и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен (RU, патент 2455482, опубл. 10.07.2012) способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства посредством температурных измерений вдоль ствола скважины. Согласно известному способу после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины, измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита, измеряют температуру скважинного флюида вблизи верхней границы самого нижнего продуктивного пласта, а также ниже и выше остальных продуктивных пластов, строят график зависимости от времени температуры, измеренной выше нижнего пласта, и график зависимости производной от этой температуры по логарифму времени от времени, из графика зависимости производной от температуры по логарифму времени от времени определяют момент времени, когда производная температуры выходит на постоянное значение, а из графика зависимости от времени температуры, измеренной выше нижнего пласта, определяют изменение температуры скважинного флюида к этому моменту времени, на основе полученных значений рассчитывают скип-фактор нижнего пласта, после чего с помощью итерационной процедуры по температурам, измеренным ниже и выше остальных продуктивных пластов, последовательно определяют относительные дебиты и температуры флюидов, поступающих в скважину из вышележащих пластов, и рассчитывают скин-факторы вышележащих пластов.

Известен также (RU, патент 2474687, опубл. 10.02.2013) способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине, в соответствии с которым:

- в процессе выстойки скважины после бурения осуществляют измерения температуры в скважине, осуществляют перфорацию скважины, определяют температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, на начальной стадии добычи, и определяют удельный дебит для каждого продуктивного пласта по скорости изменения измеренных температур с учетом толщины продуктивного пласта, температуропроводности многопластового коллектора, объемной теплоемкости флюида, поступающего в скважину, и объемной плотности породы, насыщенной флюидом.

Известен (RU, патент 2544923, опубл. 20.03.2015) способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин, включающий использование индикаторов, характеризующих работу скважины, с последующим анализом движения индикаторов по скважине, при этом 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 известных способов следует признать невозможность получить информацию о том, из какого пласта поступает в скважину скважиный флюид.

Наиболее близким аналогом разработанного способа можно признать (RU, патент 2383727, опубл. 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.

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

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга происхождения добываемого скважинного флюида. Согласно разработанному способу при бурении разведывательных, пилотных или эксплуатационных скважин определяют состав следов микроорганизмов, характерных для различных пропластков породы, через которые проходит ствол скважины на данном месторождении, при добыче во время эксплуатации отбирают пробы добываемого скважинного флюида и по составу следов микроорганизмов, выявленных в скважинном флюиде, определяют источник или пропласток пришедшего скважинного флюида.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа отбирают пробы шлама во время бурения и определяют состав следов живых или мертвых микроорганизмов с использованием анализа ДНК.

В других вариантах реализации разработанного способа отбирают пробы бурового раствора во время бурения и определяют состав следов живых или мертвых микроорганизмов с использованием анализа ДНК.

Аналогично при реализации разработанного способа определяют источник притока воды, входящей в состав скважинного флюида, происхождение обводненности скважины вследствие поступления пластовой воды из нижележащих пропластков или вследствие заколонных перетоков.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа определяют источник притока газа, входящей в состав скважинного флюида, происхождение высокого газового фактора скважины вследствие поступления газа из газовой шапки или вследствие заколонных перетоков.

При реализации разработанного способа из образцов бурового шлама и/или бурового раствора методами прямого высева и накопительного культивирования выделяют присущие буровому шламу/буровому раствору штаммы микроорганизмов и определяют к какому типу среды: водонасыщенному или нефте/газонасыщенному - относятся выявленные микроорганизмы.

Известно, что нефте/газонасыщенная среда содержит микроорганизмы Rhodococcus, Corynebacterium, Nocardia и др., а водонасыщенная среда содержит сапрофиты, представленные псевдомонасами, микрококками, серо- и железобактериями, мицелиальными и дрожжеподобными грибами, микроскопическими водорослями, простейшими, зоопланктоном и зообетосом, фагами, актиномицетами и другими микроорганизмами.

Одним из наиболее распространенных методов выделения почвенных микроорганизмов (т.е. их выявления и введения в культуру), к которым следует отнести микроорганизмы бурового шлама и бурового раствора, является метод почвенного разведения, заключающийся в посеве на агаризованную питательную среду водной взвеси почвенных частиц.

Используемые материалы и оборудование

1) колба со средой Чапека; 2) колба с 90 мл стерильной воды; 3) 3 пробирки с 9 мл стерильной воды; 4) стерильные пипетки; 5) стерильные чашки Петри; 6) стерильные кружки фильтровальной бумаги; 7) шпатель; 8) металлический бюкс для высушивания почвы; 9) технические весы; 10) спирт; 11) вата; 12) водяная баня; 13) образец бурового раствора или бурового шлама.

Ход работы

1. Лабораторию стерилизуют бактерицидной лампой 20 минут.

2. Ватным тампоном, смоченным в спирте, протирают рабочее место.

3. Колбу с питательной средой Чапека ставят на водяную баню и нагревают до полного расплавления.

4. Расплавленную питательную среду разливают за пламенем горелки по стерильным чашкам Петри (по 10 мл в каждую), перемешивают осторожными покачиваниями и оставляют для застывания.

5. Пробу взвешивают на технических весах (10 г), помещая шпателем на стерильные кружки бумаги.

6. Взвешенный образец пробы переносят в колбу, содержащую 90 мл стерильной воды, и периодически осторожно взбалтывают круговыми движениями в течение 5 минут.

7. 1 мл полученной суспензии переносят стерильной пипеткой из колбы в пробирку с 9 мл стерильной воды и слегка взбалтывают, после чего таким же образом 1 мл полученной смеси из пробирки переносят в следующую пробирку. Из пробирки третьего и четвертого разведения 1 мл суспензии переносят в стерильные чашки Петри с питательной средой.

8. С целью ослабления роста микроорганизмов питательную среду подкисляют молочной кислотой из расчета 4 мл на 1 л среды.

9. После посева чашки заворачивают в стерильные конверты и ставят в термостат для инкубации три температуре 23-25°С сроком на 10 суток.

10. Поскольку количество грибных и бактериальных зачатков рассчитывают на 1 г сухой почвы, следует из отобранного образца одновременно с посевом взять навеску почвы (10 г) и высушить в открытом бюксе в сушильном шкафу при температуре 105°С в течение 6 часов до постоянного веса.

В дальнейшем сущность и преимущества разработанного способа будут показаны с использованием примеров реализации.

При бурении горизонтальной скважины производятся заборы проб шлама, и/или бурового раствора, и/или керна, который выносится на поверхность. Проводка скважины осуществляется на основании замеров приборов каротажа в режиме реального времени. Во время бурения участка скважины ствол проходит водонасыщенный пласт. Продуктивный пласт толщиной около 10 метров, ниже продуктивного пласта находится водонасыщенная порода. При приближении к вонасыщенной породе, классические замеры при каротаже показывают только средние величины, которые не могут достоверно сказать, есть ли процент воды в пластовой жидкости или нет. По каротажным замерам при бурении определить близость к водонасыщенной породе возможно только при значительном приближении. Микробиологический состав зависит от жидкости насыщения породы, а так же имеет различный состав для водонасыщенной породы выше продуктивного пласта и водонасыщенной породы ниже продуктивного пласта. При эксплуатации скважины происходит прорыв воды из водонасыщенной породы, при этом добыча нефти или газа будет значительно снижена. При обнаружении бактерий, характерных для водонасыщенной породы вышележащего пласта принимается решение по борьбе с заколонными перетоками, дополнительно изолируется место поступления воды из цементного камня. При обнаружении бактерий, характерных для водонасыщенной породы нижележащего пласта принимается решение по проведению ремонтно-изоляционных работ (РИР) и изоляции части продуктивного интервала поступления воды из ствола скважины.

Другим примером является следующая ситуация. При бурении горизонтальной скважины производятся заборы проб шлама, и/или бурового раствора, и/или керна, который выносится на поверхность. Проводка скважины осуществляется на основании замеров приборов каротажа в режиме реального времени. Во время бурения участка скважины ствол проходит газонасыщенный пласт. Продуктивный пласт толщиной около 15 метров, выше продуктивного пласта находится газовая шапка. При приближении к газонасыщенной породе, классические замеры при каротаже показывают только средние величины, которые не могут достоверно сказать, есть ли газ или нет. Микробиологический состав зависит от насыщения породы, а также имеет различный состав для газонасыщенной породы выше продуктивного пласта и породы газовой шапки. При эксплуатации скважины происходит прорыв газа, при этом добыча нефти будет значительно снижена. При обнаружении бактерий, характерных для газонасыщенной породы вышележащего пласта принимается решение по борьбе с заколонными перетоками, дополнительно изолируется место поступления газа из цементного камня. При обнаружении бактерий, характерных для породы газовой шапки пласта принимается решение по проведению ремонтно-изоляционных работ (РИР) и изоляции части продуктивного интервала поступления газа из ствола скважины.

Изобретение относится к области исследования нефтяных скважин и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Согласно способу при бурении разведывательных, пилотных или эксплуатационных скважин определяют, путем отбора пробы шлама во время бурения и последующего определения состава следов живых или мертвых микроорганизмов с использованием анализа ДНК, состав следов микроорганизмов, характерных для различных пропластков породы, через которые проходит ствол скважины на данном месторождении, при этом из образцов бурового шлама и/или бурового раствора методами прямого высева и накопительного культивирования выделяют присущие буровому шламу/буровому раствору штаммы микроорганизмов и определяют, к какому типу среды - водонасыщенному или нефте/газонасыщенному - относятся выявленные микроорганизмы, и по составу следов микроорганизмов, выявленных в скважинном флюиде, определяют источник или пропласток пришедшего скважинного флюида. Технический результат заключается в упрощении способа мониторинга происхождения добываемого скважинного флюида. 3 з.п. ф-лы.

1. Способ мониторинга происхождения добываемого скважинного флюида, отличающийся тем, что при бурении разведывательных, пилотных или эксплуатационных скважин определяют, путем отбора пробы шлама во время бурения и последующего определения состава следов живых или мертвых микроорганизмов с использованием анализа ДНК, состав следов микроорганизмов, характерных для различных пропластков породы, через которые проходит ствол скважины на данном месторождении, при этом из образцов бурового шлама и/или бурового раствора методами прямого высева и накопительного культивирования выделяют присущие буровому шламу/буровому раствору штаммы микроорганизмов и определяют, к какому типу среды - водонасыщенному или нефте/газонасыщенному - относятся выявленные микроорганизмы, и по составу следов микроорганизмов, выявленных в скважинном флюиде, определяют источник или пропласток пришедшего скважинного флюида.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отбирают пробы бурового раствора во время бурения и определяют состав следов живых или мертвых микроорганизмов с использованием анализа ДНК.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют источник притока воды, входящей в состав скважинного флюида, происхождение обводненности скважины вследствие поступления пластовой воды из нижележащих пропластков или вследствие заколонных перетоков.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют источник притока газа, входящего в состав скважинного флюида, происхождение высокого газового фактора скважины вследствие поступления газа из газовой шапки или вследствие заколонных перетоков.