СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ РАБОТАЮЩИХ ИНТЕРВАЛОВ, ПРОФИЛЯ ПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩЕЙ И ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ, НАЛИЧИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ Российский патент 2024 года по МПК E21B47/07 E21B47/103 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследования скважин, и может быть использовано для диагностики и определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине и диагностики наличия заколонных перетоков в вертикальной скважине, вскрывающей многопластовую залежь, и в горизонтальной скважине с многостадийным гидравлическим разрывом пласта.

Известен способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта, включающий спуск в скважину измерительной системы, состоящей из распределенного по длине ствола подогреваемого оптоволоконного датчика, работающего в режиме термоанемометра, анализ профиля распределения температуры по длине ствола и определение работающих интервалов, профиля притока (приемистости) по нарушению монотонности изменения температуры (RU 2702042, Е21В 47/103, опубл. 03.10.2019 г.).

Недостатком известного способа является неоднозначность определения работающих интервалов за счет влияния естественной тепловой конвекции в стволе скважины.

Известен также способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальных нефтяных скважинах, включающий спуск в скважину измерительной системы, состоящей из распределенного волоконно-оптического датчика температуры, закачку контрастной по температуре жидкости (нефть) и проведение измерений температуры во время закачки, остановки или вызова притока (RU 2490450, Е21В 47/11, опубл. 20.08.2013 г.).

Недостатком известного способа является то, что мониторинг работающих интервалов, профиля притока (приемистости) и диагностику заколонных перетоков в вертикальных скважинах с вскрытой многопластовой залежью и в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта следует проводить сразу после гидроразрыва пласта, когда температурные аномалии, вызванные закачкой проппанта еще отражают профиль закачки.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта, включающий спуск в скважину измерительной системы, состоящей из датчиков температуры, проведение фоновой регистрации температуры в интервале исследований, закачку контрастной по температуре жидкости, измерение температуры в интервале исследований после закачки контрастной жидкости, запуск скважины на режим технологического отбора, длительность которого обеспечивает необходимую контрастность температурных аномалий в интервалах притока и достаточна для очистки пласта от закачиваемой контрастной жидкости; и оценку доли пластов в притоке по величине аномалий калориметрического смешивания (RU 2701272, Е21В 47/103, опубл. 25.09.2019 г.).

Недостатком известного способа является относительно трудоемкий и затратный по времени технологический процесс, связанный сначала с закачкой в пласт контрастной по температуре жидкости, затем с переводом работы скважины на режим технологического отбора закачиваемой жидкости, при котором длительность отбора, во-первых, должна обеспечить необходимую контрастность температурных аномалий и, во-вторых, должна быть достаточной для очистки пласта от закачиваемой жидкости.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, состоит в упрощении технологического процесса определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков, основанного на создании искусственной тепловой метки за счет закачки контрастной по температуре жидкости и отслеживания движения тепловой метки посредством температурных измерений.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение достоверности определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков.

Данная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в способе определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков, включающем спуск в скважину измерительной системы, включающей датчики температуры, проведение фоновой регистрации температуры в интервале исследований, закачку контрастной по температуре жидкости и проведение измерений температуры в интервале исследований после закачки контрастной по температуре жидкости, в отличие от прототипа в качестве контрастной по температуре жидкости используют бинарную смесь (БС), содержащую основные компоненты в следующих концентрациях: аммониевые соли неорганических кислот 10-15 мас.% и нитриты щелочных металлов 8-12 мас.%, закачку бинарной смеси осуществляют порционно, при этом объем и продолжительность закачки определяют с учетом ранее полученных термограмм фонового распределения температуры с таким расчетом, чтобы при взаимодействии БС и инициатора реакции – раствора неорганической кислоты, который подается в скважину вслед за закачкой БС, в результате экзотермической реакции выделившегося тепла хватило для обеспечения разогрева скважинной жидкости относительно температуры фонового замера на 5-25 °С, после завершения закачки БС в течение не более 12 часов измеряют температуру в интервале исследований, после чего определяют интенсивность работы отдельных интервалов, профиля притока в добывающей или приемистости в нагнетательной скважине по анализу данных на термограммах, включающему выявление участков аномального изменения температуры по отношению к фоновому замеру, и наличие или отсутствие заколонных перетоков по темпам изменения температуры на полученных термограммах.

Способ осуществляют следующим образом. В скважину спускают измерительную систему, предназначенную для температурных измерений. В качестве такой системы могут быть использованы: скважинный прибор с термочувствительными датчиками, перемещающийся по стволу скважины; большое количество точечных датчиков температуры, соответствующим образом распределенных по длине скважины; волоконно-оптические датчики температуры, размещенные в стволе скважины и за колонной. С помощью датчиков температуры регистрируют фоновое распределение температуры в интервале исследований в остановленной скважине.

После регистрации термограмм фонового распределения температуры производят порционную закачку бинарной смеси (БС) в прискважинную зону пласта по насосно-компрессорным трубам в вертикальной скважине или в горизонтальные скважины через порты гидроразрыва. Основными, базовыми компонентами БС являются аммониевые соли неорганических кислот, например, водный раствор нитрата аммония (аммиачная селитра NH₄NO₃) концентрации 10-15 мас.% и нитриты щелочных металлов, например, водный раствор нитрита натрия (NaNO₂) концентрации 8-12 мас.%. Помимо основных компонентов в состав БС входит стабилизатор, обеспечивающий относительно продолжительное (сутки и более) поддержание БС в рабочем состоянии, а также другие добавки. С учетом ранее полученных термограмм фонового распределения температуры определяют требуемый объем закачки (м³, тоннаж) и длительность порционной закачки БС с таким расчетом, чтобы при взаимодействии БС с инициатором реакции в результате экзотермической реакции выделившегося тепла хватило для разогрева скважинной жидкости до температуры, превышающей первоначальную фоновую температуру на 5-25°С, обеспечивая при этом минимально возможное выделение газа (азот N₂). Инициатором реакции выступает раствор неорганической кислоты (например, соляная HCl), который подается в скважину вслед за закачкой БС. В случае превышения верхнего предела температуры перегрева закачку БС прекращают или вводят ингибитор.

Известно использование БС для термохимической обработки нефтяных пластов с высокой концентрацией основных компонентов, в которой аммиачной селитры содержится 67 мас.%, а нитрита натрия 50 мас.%. (RU 2546694, Е21В 43/22, Е21В 43/24, опубл. 10.04.2015 г.). Основное предназначение таких смесей – воздействовать на нефтеносные пласты с целью восстановления и повышения продуктивности их отдачи. Достигается это за счет большого количества тепла и давления газа, образовавшихся в ходе экзотермической реакции при разложении БС. Температура прогрева пласта при этом может доходить до 700°С. В результате происходит прогрев зоны пласта, снижается вязкость нефти, вымываются загрязнения и парафины, прочищаются старые и возникают новые трещины, и, как следствие, повышается эффективность добычи нефти.

Использование в предлагаемом способе БС на основе водного раствора нитрата аммония концентрации 10-15 мас.% и водного раствора нитрита натрия концентрации 8-12 мас.% позволяет значительного снизить процесс тепло- и газовыделения и, таким образом, исключить воздействие БС на строение и работу нефтеносных пластов, что в конечном счете дает возможность получить достоверную информацию о работающих интервалах, профиле притока (приемистости) и заколонных перетоках в нефтяных скважинах. Кроме того, выбор компонентов БС обусловлен их доступностью и приемлемой стоимостью.

Порционная закачка требуемого объема и требуемой продолжительностью БС с малой концентрацией основных компонентов создает за счет экзотермической реакции разложения БС тепловое возмущение, которое приводит к появлению температурной аномалии (своего рода температурной метки). Практика показала, что, разогрев скважинной жидкости за счет экзотермической реакции разложения БС до температуры, превышающей первоначальную фоновую температуру на 5-25°С, достаточен для последующего, длительного по времени отслеживания температурной аномалии измерительной системой.

Анализируется темп восстановления температуры. В зависимости от проницаемости пластов будет разным темп восстановления температурыпосле закачки БС. Темп восстановления температуры определяется выражением

,

где Т(t) – температура остывания;

Т_о – температурная аномалия, созданная разложением БС.

С одной стороны, темп восстановления температуры не должен быть слишком малым – иначе длительным окажется процесс расформирования (охлаждения) температурной аномалии. С другой стороны, темп восстановления температуры не должен быть слишком большим – иначе созданная температурная аномалия быстро расформируется. Исходя из этого авторами был установлен оптимальный темп восстановления температуры . В этом случае информативные температурные измерения могут быть выполнены в течение времени не более 12 часов после завершения закачки БС. По результатам этих температурных измерений выявляют участки аномального изменения температуры по отношению к фоновому замеру, и на основании анализа полученных данных на термограммах оценивают интенсивность работы отдельных интервалов, профиля притока (приемистости), а по темпам изменения температуры судят о наличии/отсутствии заколонных перетоков.

Пример осуществления способа проиллюстрирован схематически на графиках фиг. 1, где представлены распределения температуры при проведении исследований в скважине:

– фоновое распределение температуры в скважине до начала закачки бинарной смеси Т_ф;

– распределение температуры при закачке бинарной смеси Т₁;

– в процессе восстановления температурного поля в скважине после прекращения закачки бинарной смеси Т₂.

Работающие интервалы на графике обозначены цифрами I-IV, а дебит жидкости Q. H – ось глубины.

Обоснованность применения данного способа иллюстрируется данными приведенными на фиг. 2, где представлены результаты моделирования температурного поля в системе скважина-пласт по радиусу после закачки бинарной смеси в многопластовую систему в течение 60 мин, со средним расходом 100 м³/сут, что соответствует реальным данным. Как видно из фиг.2, напротив более интенсивно поглощаемого интервала создается область с большим радиусом теплового влияния и как следствие имеет место медленный темп восстановления температуры в этом интервале после прекращения закачки.

На фиг.2 приняты следующие условные обозначения:

T – температура в системе, z – глубина скважина, R – радиус пласта.

Таким образом, предложенное изобретение позволяет повысить эффективность разработки месторождений углеводородов с одновременным упрощением технологического процесса.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследования скважин. Способ определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков включает спуск в скважину измерительной системы, включающей датчики температуры, проведение фоновой регистрации температуры в интервале исследований, закачку контрастной по температуре жидкости и проведение измерений температуры в интервале исследований после закачки контрастной по температуре жидкости. В качестве контрастной по температуре жидкости используют бинарную смесь (БС), содержащую основные компоненты в следующих концентрациях: аммониевые соли неорганических кислот 10-15 мас.% и нитриты щелочных металлов 8-12 мас.%. Объем и продолжительность закачки БС определяют с учетом ранее полученных термограмм фонового распределения температуры с таким расчетом, чтобы при взаимодействии БС и инициатора реакции – раствора неорганической кислоты, который подается в скважину вслед за закачкой БС, в результате экзотермической реакции выделившегося тепла хватило для обеспечения разогрева скважинной жидкости относительно температуры фонового замера на 5-25°С. После чего определяют интенсивность работы отдельных интервалов, профиля притока в добывающей или приемистости в нагнетательной скважине по анализу данных на термограммах, включающему выявление участков аномального изменения температуры по отношению к фоновому замеру, и наличие или отсутствие заколонных перетоков по темпам изменения температуры на полученных термограммах. Обеспечивается повышение достоверности определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков. 2 ил.

Способ определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков, включающий спуск в скважину измерительной системы, включающей датчики температуры, проведение фоновой регистрации температуры в интервале исследований, закачку контрастной по температуре жидкости и проведение измерений температуры в интервале исследований после закачки контрастной по температуре жидкости, отличающийся тем, что в качестве контрастной по температуре жидкости используют бинарную смесь (БС), содержащую основные компоненты в следующих концентрациях: аммониевые соли неорганических кислот 10-15 мас.% и нитриты щелочных металлов 8-12 мас.%, закачку БС осуществляют порционно, при этом объем и продолжительность закачки определяют с учетом ранее полученных термограмм фонового распределения температуры с таким расчетом, чтобы при взаимодействии БС и инициатора реакции – раствора неорганической кислоты, который подается в скважину вслед за закачкой БС, в результате экзотермической реакции выделившегося тепла хватило для обеспечения разогрева скважинной жидкости относительно температуры фонового замера на 5-25°С, после завершения закачки БС в течение не более 12 часов измеряют температуру в интервале исследований, после чего определяют интенсивность работы отдельных интервалов, профиля притока в добывающей или приемистости в нагнетательной скважине по анализу данных на термограммах, включающему выявление участков аномального изменения температуры по отношению к фоновому замеру, и наличие или отсутствие заколонных перетоков по темпам изменения температуры на полученных термограммах.