Способ мониторинга источников поступления скважинного флюида с применением магнитных индикаторов Российский патент 2024 года по МПК E21B47/11 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен (RU 2352774, опубл. 20.04.2008) способ магнитно-индикаторного трассирования движения пластовых флюидов в процессе разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в продуктивный пласт меченой жидкости, состоящей из основной жидкости (вода, нефть), извлеченной из этого пласта, и метящего вещества, содержащего водные и/или нефтяные индикаторы-трассеры, концентрацию которых после пластовой фильтрации меченой жидкости оценивают по поверхностным пробам продукции добывающих скважин с использованием ядерного магнитного резонанса, причем, с целью повышения информативности и эффективности, в качестве метящего вещества меченой жидкости на водной основе применяют водные растворы неорганических солей металлов или/и дейтерия, а метящего вещества меченой жидкости на нефтяной основе - фторуглеродные соединения или/и металлоорганические комплексы, с использованием которых в автоматическом режиме последовательно проводят настройку измерительной аппаратуры на частоту протонного магнитного резонанса ядер водорода/протонов пластовой продукции/жидкости, на которой измеряют амплитудную и релаксационную характеристики этой жидкости, выделяют по измеренной релаксационной характеристике коротко- и долгоживущую компоненты, соответствующие ее водной и нефтяной фазам, оценивают значения приведенной амплитуды сигналов свободной индукции и/или протонной скорости/времени спин-решеточной/спин-спиновой релаксации водной фазы этой жидкости, определяют по этим значениям и функциональной зависимости содержание водного метящего вещества и относительную концентрацию водных индикаторов/трассеров в ней, оценивают количество и качество/свойства легких и тяжелых составляющих нефтяной фазы этой жидкости по ее протонным характеристикам, после чего настраивают аппаратуру на резонансную частоту ядер фтора и измеряют величины максимальной амплитуды сигналов свободной индукции от этих составляющих в текущей нефти, оценивают по этим величинам и специальной палетке содержание нефтяного метящего вещества и относительную концентрацию нефтяных индикаторов/трассеров в этой нефти, определяют концентрационно-временные зависимости поступления водных и/или нефтяных индикаторов-трассеров в пластовой/скважинной продукции/жидкости, на основе которых решают задачи оптимизации разработки продуктивных пластов/залежей/месторождений, в том числе оценка фильтрационной неоднородности пласта-коллектора, направления и скорости движения водной и нефтяной фаз, изучение качественно-количественных превращений нефти в процессе полифазной фильтрации пластового флюида в целом.

Недостатками известного технического решения следует признать его сложность, а также недостаточную информативность.

Известен также (RU 2383727, опубл. 12.03.2010) способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, включающий закачку по крайней мере в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частиц шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефтеводной 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 технического решения следует признать узкую область применения - только технологию гидроразрыва пласта.

Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (RU 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, причем 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 известного технического решения следует признать его недостаточную информативность.

Техническая проблема, решаемая с использованием разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств контроля эксплуатации промысловой скважины.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении его информативности.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга источников поступления скважинного флюида с применением при мониторинге магнитных индикаторов. Согласно разработанному способу, используют магнитные индикаторы, характеризующие приток скважинного флюида, причем указанные индикаторы поступают в скважинный флюид из по крайней мере одной емкости или кассеты, расположенной в скважине. Емкость может быть заполнена индикаторами, которые способны выделятся в проходящий в непосредственной близости от емкости поток скважинного флюида, либо емкость может быть заполнена веществом, способным выделять или высвобождать индикаторы при контакте с одной из фаз скважинного флюида, например, при контакте с водой или нефтью. Затем проводят анализ выделившихся из емкости индикаторов. В качестве магнитного индикатора используют тело, состоящее из ядра, выполненного из магнитного материала (железо, кобальт, кобальт и их сплавы) помещенного в магнитопроницаемую оболочку, выполненную из вещества, не взаимодействующего со скважинным флюидом.

В предпочтительном варианте реализации разработанного способа используют индикаторы различного размера и/или с оболочкой различного состава.

Соответственно при анализе определяют распределение индикаторов по размерам и/или составу оболочек индикатора.

Одним из вариантов реализации разработанного способа является определение качества цементирования при строительстве скважины.

Также разработанный способ может быть использован при определении герметичности изолирующих скважинных элементов (пакеров).

Каждая емкость или кассета может содержать индикаторы с оболочками одного состава, но различных размеров.

Одним из вариантов реализации разработанного способа является определение многофазного профиля притока или источников поступления флюида разного состава по длине скважины.

Для улавливания индикаторов из потока скважинной жидкости может быть использован электромагнит, установленный в потоке.

Для определения размеров индикаторов могут быть использованы ситовый анализ, мокрый ситовый анализ, седиментационный анализ, методы светорассеяния кондуктометрия и другие методы анализа. Выбор метода определения размеров частиц индикаторов зависит от их размера, а также количественного содержания во флюиде. Но в любом случае используемый метод определения размеров подразумевает отбор проб скважинного флюида в устье скважины.

Аналогично отбор проб используют при определении состава оболочек индикатора. При этом могут быть использованы методы отделения оболочки от ядра с последующим анализом оболочки на качественный (и, возможно, количественный) состав. В данном случае обычно используют методы химического анализа - метод электрохимического анализа, хроматографический анализ и так далее.

Технология нанесения оболочки на ядро раскрыта в патенте RU 2423177, опубл. 10.07.2011. Предпочтительно оболочка содержит до трех элементов, при этом содержание каждого элемента в оболочке различно, что приводит к бесконечному множеству комбинаций состава оболочек, как и к неограниченному количеству вариантов использования способа.

Разработанный способ реализуют в базовом варианте следующим образом. В поток жидкости, содержащий три фазы: нефть, вода и природный газ устанавливают емкость (контейнер или кассету), выполненную с возможностью выделения в поток индикаторов, содержащих магнитное ядро (железо, никель, кобальт ил их сплав), покрытое нерастворимой в потоке жидкости оболочке. Оболочка выполнена из смеси элементов. Далее по движению потока, предпочтительно на устье скважины, отбирают пробы жидкости потока, в которых могут содержаться индикаторы. Если индикаторы в пробе отсутствуют, то это значит, что индикаторы не попали в скважинный поток. Если в пробах обнаружены индикаторы, то их анализируют с определением размеров индикаторов любым доступным способом из ранее перечисленных, а также с определением материалов оболочки индикаторов. Поскольку состав оболочки индикаторов в каждой емкости известен, то по выявленным параметрам по составу материалов оболочки судят о том, из какой емкости выделились индикатора.

В частности, при контроле герметичности изолирующих скважинных элементов (пакеров) в скважине в непосредственной близости с каждым пакером, либо между пакерующими элементами устанавливают емкость, в которую помещены индикаторы различного размера и состава оболочки. При отборе проб в устье скважины установлено, что в пробах присутствуют индикаторы, присущие емкости, установленной в непосредственной близости от первого пакера по ходу скважины, причем концентрация и максимальный диаметр обнаруженного в пробе индикатора равны 200 частиц на 1 л пробы и 100 мкм. Соответственно это позволяет определить местонахождения негерметичности пакеров и размер негерметичности. Дополнительными примерами применения способа могут являться следующие случаи:

1. При спуске и установке пяти пакеров в скважину, в непосредственной близости от пакера устанавливают камеры с магнитными частицами со средним размером 100, 200, 300, 400 и 500 мкм с неодинаковым составом оболочки. После запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного размера и состава. В случае нарушения герметичности пакера в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц, выделившихся из камер, установленных рядом одним или несколькими пакерами. Анализ проб позволяет определить по размеру и составу частиц в каком пакере произошла разгерметизации и каковы ее размеры.

2. При цементировании скважины устанавливают камеры (емкости) с магнитными частицами со средним размером 100, 200 мкм до заливки цемента в верхней и нижней части цементного камня. Маркерные кассеты или контейнеры заливают раствором цемента и после запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного размера и состава. В случае нарушения герметичности цементного камня в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц, выделившихся из камер, установленных после в разных местах цементного камня. Анализ проб позволяет определить по размеру частиц и составу оболочек частиц наличие негерметичности цементного камня и через какой край цементного камня произошла протечка и каковы ее размеры.

3. При спуске и установке пяти пакеров в скважину, в между изолирующими элементами пакера устанавливают камеры с магнитными частицами со средним размером 100, 200, 300, 400 и 500 мкм с неодинаковым составом оболочки. После запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного размера и состава. В случае нарушения герметичности пакера с любой из сторон, в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц, выделившихся из камер, установленных между изолирующими элементами. Анализ проб позволяет определить по размеру частиц и составу оболочек, в каком пакере произошла разгерметизации и каковы ее размеры.

Примером мониторинга профиля притока может служить следующее: по длине продуктивного ствола скважины в различных интервалах добычи нефти, воды, газа устанавливают емкости, в которых размещены магнитные частицы с оболочками различного состава, причем каждая емкость содержит магнитные частицы с размером 100 мкм, 200 мкм и 300 мкм, которые выделяются из одной и той же емкости при контакте с разными фазами флюида (нефтью, водой и газом). После запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного состава. При эксплуатации скважины в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц с оболочками различного состава и различного размера, оценивают количество частиц с одинаковым составом и с одинаковым размером. Это позволяет определить вовлеченность интервалов в добычу и количественный вклад каждого добывающего участка в общий многофазный дебит скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Используют магнитные индикаторы, характеризующие приток скважинного флюида и поступающие в скважинный флюид из по крайней мере одной емкости, расположенной в скважине, с последующим анализом выделившихся индикаторов, отличающееся тем, что в качестве магнитного индикатора используют тело, состоящее из ядра, выполненного из магнитного материала, помещенного в магнитопроницаемую оболочку, выполненную из вещества, не взаимодействующего со скважинным флюидом, при этом при анализе определяют распределение индикаторов по размерам. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении его информативности. 6 з.п. ф-лы.

1. Способ мониторинга источников поступления скважинного флюида с применением магнитных индикаторов, включающий использование магнитных индикаторов, характеризующих приток скважинного флюида и поступающих в скважинный флюид из по крайней мере одной емкости, расположенной в скважине, с последующим анализом выделившихся индикаторов, отличающийся тем, что в качестве магнитного индикатора используют тело, состоящее из ядра, выполненного из магнитного материала, помещенного в магнитопроницаемую оболочку, выполненную из вещества, не взаимодействующего со скважинным флюидом, при этом при анализе определяют распределение индикаторов по размерам.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют индикаторы различного размера.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют индикаторы с оболочкой различного состава.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при анализе определяют состав оболочек индикатора.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по составу и размеру индикаторов определяют качество и герметичность цемента при строительстве скважин.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по составу и размеру индикаторов определяют герметичность изолирующих скважинных элементов.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по составу и размеру индикаторов определяют многофазный профиль притока или источники поступления флюида разного состава по длине скважины.