СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ ВОДЫ, НЕФТИ, ГАЗА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РАСХОДОМЕРНОГО УСТРОЙСТВА
METHOD OF YIELD DETERMINATION OF WATER, OIL, GAS USING FLOW METER

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
Определение фазовых дебитов скважин является одной из важнейших задач для нефтегазодобывающей промышленности. Данная задача стоит не только во время исследования разведочных скважин, освоения вновь пробуренных скважин, но и в процессе мониторинга работы эксплуатационных скважин.
Существуют два основных направления расходометрии.
Традиционным методом измерения многофазного потока является фазовая сепарация и замер каждой фазы по отдельности. Это является самым простым и надежным способом измерения многофазного потока. К недостаткам следует отнести необходимость проводить замеры и испытания с сепаратором, которые требуют соблюдения соответствующих мер безопасности и наличия трубной обвязки испытательного оборудования. Данное решение не всегда приемлемо, например, при разработке морских месторождений с использованием платформ или удаленных месторождений, вследствие ограничений по площади поверхности и массе используемого оборудования.
Другим традиционным направлением является оценка дебитов работы скважины без разделения фаз - многофазная расходометрия. Основными принципами замера расхода смеси являются: замеры дифференциального давления на сужающем устройстве, механические замеры расхода и кросс-корреляционные методы. Фракции в потоке определяют с применением замеров поглощения гаммаизлучения, оценки общих электрических свойств и применением ультразвуковой технологии. Каждая из технологий обладает рядом недостатков и преимуществ и может применяться в зависимости от специфики поставленных задач. Наиболее точными, универсальными и надежными устройствами на сегодняшний день считаются расходомеры, построенные на принципе замеров дифференциального давления и гаммапоглощения. К недостаткам данных технологий можно отнести не только высокую стоимость испытаний, но и довольно узкий диапазон параметров работы скважины (дебит, обводненность и газовый фактор), при выходе за который приходится заново настраивать стенд, используя корреляционные методы.
Известен (SU, авторское свидетельство 987554, опубл. 1981) способ исследования скважин, заключающийся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флюоресцина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста.
Недостатком известного способа следует признать его малую информативность и не пригодность для исследования промысловых скважин по добыче углеводородов.
Известен (SU, патент 1473405, опубл. 1987) способ определения характера фильтрации жидкости в пласте, основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину с последующим его определением в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы, устойчивые к пластовой жидкости (эритрозин, акридиновый оранжевый, эозин, флюоресцин или родамин Ж).
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность.
Известен (SU, патент 1684491, опубл. 1989) способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов. Согласно известному способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.
Недостаток указанного способа состоит в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.
Известен (US, патент 4742873, опубл. 1988) способ исследования динамических процессов газовой среды. Согласно известному способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в добываемой продукции.
Недостаток указанного способа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства по отношению к пластовым условиям, что вносит значительную погрешность в определение объективной картины миграции газа при эксплуатации многопластового месторождения углеводородов.
Известен (RU, патент 2167288, опубл. 2001) способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа. Согласно известному способу в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе, в каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую нагнетательную скважину, строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направление внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.
Недостаток этого способа связан с тем, что при отборе пробы нарушается технологический режим работы газовой скважины, заключающийся в том, что необходимо одновременно ежесуточно отбирать пробы газа из добывающих скважин в течение длительного времени, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации ПХГ.
Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (RU, патент 2482272, опубл. 2013) Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки, причем устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды.
Недостатком известного способа следует признать его малую информативность.
Техническая задача, решаемая посредством реализации разработанного способа, состоит в расширении номенклатуры способов контроля работы промысловых скважин.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.
Для постижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства, содержащего блок управления и считывания, включающий установку на скважине, по меньшей мере, одной камеры, содержащей трассера-метки с последующим количественным контролем скважинного флюида на содержание трассера-метки в потоке скважинного флюида, причем камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. При реализации способа камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид, в которой установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды, или растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и углеводородному газу, или растворяться или разлагаться только при воздействии углеводородного газа, при этом контейнер или матрица каждого вида содержит трассеры-метки с различными физико-химическими свойствами.
Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые контейнеры или матрицы способны выделять уникальные трассеры - метки под действием только одного из компонентов потока, то, проведя на выходе из скважины количественный анализ присутствующих в потоке трассеров-меток, можно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов изменить количественный состав скважинного флюида.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа при спуске в составе заканчивания, каждый участок заканчивания, перекрывающий определенный добывающий интервал скважины, оснащен емкостями с уникальным набором трассеров-меток.
Емкость может быть установлена с возможностью ее замены после высвобождения трассеров-меток из контейнера или матрицы.
Камера может быть выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под действием управляющего сигнала.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа камера содержит контейнеры/матрицы с возможностью высвобождать трассера-метки под действием компонент проходящего трехфазного флюида (вода, нефть, газ), причем при прохождении каждой из фаз высвобождается, только определенный вид трассера-метки.
В предпочтительном варианте реализации в емкости используют, по меньшей мере, один контейнер или одну матрицу.
В качестве трассеров-меток могут быть использованы нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм.
Также в качестве трассеров-меток могут быть использованы вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют контейнеры или матрицы с трассерами-метками, материал которых способен истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют контейнеры или матрицы, имеющие консистенцию геля.
При реализации способа могут быть использованы контейнеры или матрицы, имеющие форму пластин.
Используемые контейнеры или матрицы могут быть твердыми веществами.
Используемые контейнеры и матрицы могут быть изготовлены как из гидрофильных, так и из гидрофобных материалов.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа концентрацию трассеров-меток в потоке скважинного флюида определяют путем автоматического считывания трассеров-меток либо отбора проб на устье.
На входе или выходе из камеры расходомера может быть дополнительно установлен ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.
В базовом варианте разработанный способ может быть реализован следующим образом.
В промысловую скважину устанавливают индикаторный многофазный расходомер. Расходомер в данном случае представляет из себя камеру, в которой установлены, по меньшей мере, один контейнер или матрица, содержащие в себе трассера-метки, причем контейнер или матрица выполнены из гидрофильного или гидрофобного материала, либо материала, способного растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды и газа, либо растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и газу, либо растворяться или разлагаться только при воздействии газовой среды. Также возможно высвобождение трассеров-меток с использованием внешнего управляющего сигнала. Измеряя тем или иным образом концентрацию высвободившегося трассера-метки, возможно однозначным образом определить расход нефти, воды, газа, прошедшие через устройство.
Одной из реализации этой технологии является включение расходомерного устройства с флуоресцентными или люминесцентными маркерами в системы заканчивания, например в противопесочные фильтры, и спуске расходомерного устройства в скважину, выделении либо образовании в различных интервалах скважины трассеров-меток и отслеживании их эволюции при распространении в потоке вдоль ствола скважины. Также возможно оснастить различные интервалы маркерами различного цвета, которые высвобождаются при прохождении воды, нефти, газа.
Для измерения расхода возможно использовать технологию включения флуоресцентных частиц размером 1-1000 мкм в матрицы. Путем автоматического считывания либо отбора проб на устье, измерении концентрации частиц в отбираемых пробах, возможно определить характеристики притока во времени, определить расход нефти, воды и/или газа, определить работающие интервалы скважины во время освоения, определить время прорыва воды, сделать количественные оценки, а также локализовать место прорыва.
Использование в качестве трассеров-меток частиц размером 1-1000 мкм позволяет измерить концентрацию с высокой точностью и позволит количественно определить расход нефти и воды из различных продуктивных интервалов. Возможна модификация оборудования для принудительного выделения маркеров при подаче управляющего сигнала, например, с помощью повышения давления на устье.
Данный подход позволит на этапе освоения скважины определить работающие нефтью интервалы и оценить эффективность освоения. На более позднем этапе технология позволит определить интервалы прорыва воды для последующих ремонтно-изоляционных работ.
Другим вариантом реализации технологии является установка расходомера, основанного на выделении трассеров-меток, на устье скважины для определения дебита нефти, воды, газа.
Способ состоит в следующем. В процессе работы скважины трехфазная смесь поступает в камеру расходомера и проходит через контейнеры. Оболочка контейнеров (матриц) начинает разлагаться/разрушаться и выделять запакованные трассера-метки, и смешиваться с протекающим флюидом. По концентрации трассеров-меток в прошедшем через контейнеры потоке можно однозначно определить расход воды, углеводородов или газа через устройство. Расход газа может быть дополнительно измерен с помощью широко используемых в настоящий момент ультразвуковых датчиков расхода, установленных, при необходимости, на выходе из камеры индикаторного расходомера. Для калибровки расходомера можно использовать лабораторные испытания, по результатам которых определяется соответствие концентрации высвободившихся трассеров-меток из контейнеров/матриц, установленных в расходомере, объемам воды, нефти, газа, проходящих через камеру расходомера.
Индикаторами также могут являться более 100 различных веществ. В качестве трассеров-меток могут быть использованы следующие виды индикаторов:
флуоресцентные вещества (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С и т.д.),
индикаторы радикального типа (например, соединения из класса азотистых - мочевина, аммиачная сера, стабильные нитроксильные радикалы и их производные (амины, соли аминов). Достоинствами подобных индикаторов являются растворимость в воде, отсутствие аналогов в природе, биологически неактивны, химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях;
вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов (например, растворы солей бария, бор, кадмий, редкоземельные элементы);
радиоактивные изотопы (например, тритий - с большим периодом полураспада);
вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью;
нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм, например металлические, либо флуоресцентные и/или люминесцентные.
Контейнеры/матрицы могут быть изготовлены, например, из битума, каучука, желатина, гипса, растворимого в воде поливинилового спирта, растворимой бумаги, а также из веществ, используемых в фармацевтической промышленности для производства капсул.
При прохождении газа, например, контейнеры или матрицы с трассерами-метками могут начать истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.
Данное изобретение может быть использовано, по меньшей мере, для:
- измерения поинтервального дебита воды, нефти и/или газа;
- измерения общего дебита воды, нефти и/или газа на скважине;
- определения времени и места прорывов воды или газа;
- определения интенсивности работы отдельных интервалов при освоении скважин;
- периодического контроля фазового состава добываемого флюида;
- предотвращения обводненности скважины путем своевременного измерения содержания воды в добываемом флюиде;
- оценки экономики скважины.
К преимуществам разработанного способа можно отнести, в частности:
- низкую себестоимость исследований по сравнению с другими методами;
- отсутствие радиоактивных веществ в системе измерения;
- простоту оборудования, небольшие размеры/вес;
- экологическую безопасность и не токсичность применяемых при измерениях материалов.