УСТРОЙСТВО С ИНДИКАТОРОМ В АМПУЛЕ ДЛЯ ТРАССЕРНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С РАЗДЕЛЁННЫМИ ПАКЕРАМИ ИНТЕРВАЛАМИ И ПОИНТЕРВАЛЬНЫМИ ГИДРОРАЗРЫВАМИ ПЛАСТА

Область техники
Полезная модель относится к горной нефтедобывающей промышленности, к геофизическим исследованиям горизонтальных скважин разделенными пакерами интервалами и с поинтервальными гидравлическими разрывами пласта, и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений нефти и газа с использованием горизонтальных скважин в нефтяных пластах.
Уровень техники
Одна из главных задач нефтедобывающей промышленности - повышение эффективности выработки нефтяных пластов и увеличение нефтеотдачи добывающих скважин.
Гидроразрыв пласта (ГРП) является распространенным методом интенсификации работы нефтяных и газовых скважин.
ГРП является одним из наиболее сложных и дорогостоящих видов работ в нефтегазовой отрасли. В силу высокой стоимости операций ГРП вопросы определения параметров образовавшихся трещин гидроразрыва имеют важное практическое значение с точки зрения контроля над процессом формирования трещин, оценки продуктивности отдельных интервалов (участков) горизонтальной скважины и успешности операций ГРП.
Одним из современных передовых методов в нефтедобывающей отрасли промышленности является метод многозонных гидроразрывов пласта, наиболее эффективный для горизонтальных скважин.
В частности, в 2013-2015 годах компания ЛУКОЙЛ планирует пробурить 449 горизонтальных скважин с последующим применением многозонного гидроразрыва пласта. Применение этой технологии показало высокую эффективность на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами Западной Сибири [http://www.rogtecmagazine.com/PDF/lssue_031/04_Multi Zone Hydro Fracturing at Lukoil.pdf].
Горизонтальный ствол для этого оборудуют специальными заколонными набухающими пакерами, разделяющими ствол на отдельные интервалы (участки). В каждом интервале устанавливают устройства, которое открывает доступ для проведения ГРП (порты ГРП), через которые впоследствии осуществляется добыча скважинной жидкости или газа обычно посредством добывающих и нагнетательных скважин.
Для оптимизации взаимного расположения и режимов работы добывающих и нагнетательных скважин необходимо иметь достоверную информацию о интенсивности поступления пластовой жидкости в тот или иной интервал горизонтального ствола скважины. Эта информация позволяет уточнить гидродинамическую модель нефтяной залежи и оптимизировать добычу нефти.
Особую важность достоверная информация о движении пластовых флюидов имеет в случае добычи нефти в низкодебитных горизонтальных скважинах с поинтервальными гидравлическими разрывами пласта.
Кроме гетерогенности свойств нефтяного пласта, которая может быть известна из геофизических исследований, в процессе добычи возникает неоднородность фильтрационных свойств пласта, связанная с объемом и составом пластового флюида, и, соответственно, различная результативность функционирования расположенных в разных интервалах отдельных портов горизонтальной скважины.
Между нагнетательными и добывающими скважинами могут возникать также каналы, заполненные водой (имеющей низкую вязкость), по которым закачиваемая вода поступает в добывающую скважину и не обеспечивает вытеснения нефти.
При разработке месторождения с использованием скважин с горизонтальным окончанием, необходима информация о том, в каком именно интервале и через какой конкретно порт горизонтального ствола происходит основной приток нагнетательной воды и скважинной жидкости.
По этим причинам разработка методов исследования и контроля за движением пластовых флюидов в нефтяной залежи, разрабатываемой с использованием ГРП в многоинтервальных горизонтальных скважинах представляет большой практический интерес.
Течение скважинной жидкости по горизонтальному участку скважины обычно сопровождается разделением жидкости на фазы (газ, нефть и воду). Каждая из фаз значительно отличается от других реологическими свойствами, вследствие чего все фазы движутся в скважине с различной скоростью, происходит образование застойных зон воды в нижней части и газовых шапок в верхней части.
В связи с этим актуально достоверное количественное определение притока жидкости (расходометрии) в каждом отдельном интервале скважины с горизонтальным окончанием и определение соотношения фаз (вода/углеводороды) поступающих из пласта в каждый интервал скважины.
Известны технологии добычи нефти с использованием трассерных методов мониторинга и исследования параметров трещин при проведении МГРП. Трассерные методы исследования являются наиболее прямыми и доступными методами получения достоверной информации.
Трассерные методы исследования пластов базируются на использовании данных перемещения индикаторов (реагентов-индикаторов, трассеров, трассирующих агентов) вместе с жидкостью-носителем с учетом фильтрационно-емкостных параметров продуктивных отложений, изменения пластовых и забойных давлений.
Однако в известных трассерных методах исследования пластов индикаторы вместе с нагнетательной жидкостью обычно вводятся в пласт через нагнетательные скважины, проходят с нагнетательной жидкостью через пласт в призабойную зону добывающей скважины, отбираются через соотвествующие порты и анализируются в составе отбираемой из добывающей скважины скважинной жидкости.
Известен способ исследования движения нефти в пласте при разработке залежи, заключающийся во введении в пласт через нагнетательные скважины индикатора с носителем, по которому в качестве носителя используют отдельные фракции отобранной из пласта нефти, а в качестве индикатора - тритий или фтор (SU 1017794 E21B 47/00, опубл. в БВ №18, 1983).
Известен способ исследования движения нефти в пласте при разработке залежи, заключающийся в одновременном закачивании на исследуемой нефтяной залежи вместе с носителем, а именно технической водой, в несколько нагнетательных скважин несколько различных индикаторов, причем в каждую из нагнетательных скважин закачивают один индикатор, а в потоках, выходящих из эксплуатационных скважин раздельно регистрируют содержание всех использованных индикаторов и по времени их прохождения осуществляют контроль за движением нефти в воде (см. Wagner O.R. Journal of petroleum technology, 1977, N 11, p. 1410-1416).
Известен способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин в масштабе реального времени, который для получения оперативной информации о свойствах продуктивности горизонтального ствола в реальном времени в процессе эксплуатации скважины включает возбуждение скважины, замер параметров с помощью глубинных приборов, установленных внутри перфорированных насосно-компрессорных труб на горизонтальных участках скважины с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений. В качестве глубинных приборов используют дистанционные приборы, соединенные между собой геофизическим кабелем, с помощью выводного переводника осуществляют вывод геофизического кабеля из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство. В вертикальной части скважины устанавливают глубинный насос и одновременно со спуском геофизического кабеля опускают глубинно-насосное оборудование. При этом геофизический кабель закрепляется на колонне насосно-компрессорных труб поясками, на поверхность кабель выводится через технологическое отверстие в трубодержателе, где производятся его герметизация и подключение к наземному блоку регистрации [RU 2483212 E21B 47/00 Опубл. 27.05.2013]
Недостатком способа по RU 2483212 является невозможность измерения расхода отдельных фаз многофазного потока горизонтальной скважины.
Известен способ исследования горизонтальной скважины, который для получения достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов “горячих” горизонтальных скважин, предусматривает спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину и нагнетание рабочего агента в трубы с замером его расхода и давления нагнетания на устье скважины. Перед спуском насосно-компрессорных труб компонуют пакером многократного действия с хвостовиком, а при спуске насосно-компрессорных труб пакер устанавливают над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения скважины. Давление нагнетания рабочего агента фиксируют на устье после его стабилизации, затем осуществляют срыв пакера и дальнейший спуск насосно-компрессорных труб с последующей установкой пакера над кровлей следующего продуктивного интервала по ходу бурения скважины. Затем вновь осуществляют нагнетание рабочего агента, причем после стабилизации устьевого давления нагнетания поддерживают его равным давлению нагнетания рабочего агента при предыдущем исследовании и также фиксируют расход рабочего агента, при этом срыв пакера, спуск насосно-компрессорных труб и установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, причем давление нагнетания рабочего агента при каждом исследовании поддерживают на устье скважины постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при установке пакера над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения скважины, затем на основании зафиксированных расходов рабочего агента определяют количество рабочего агента, поглощаемого каждым продуктивным интервалом в единицу времени [RU 2515641 E21B 47/00 Опубл. 20.05.2014].
Известен способ исследования пластов, по которому для повышения эффективности работ при разработке нефтяных залежей по повышению нефтеотдачи пластов осуществляют закачку воды через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, первичные трассерные исследования для выявления фильтрационных каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, с последующей их закупоркой изолирующим материалом, и продолжение закачки воды в нагнетательные скважины. При этом дополнительно в потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов, образующих изолирующий материал, вводят совместимый с ними трассирующий агент, отличный от используемого для первичных трассерных исследований. По результатам контроля за составом добываемой продукции из добывающих скважин и содержанием в ней трассирующих агентов определяют направление поступления потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов, эффективность воздействия на пласт и стабильность изолирующего материала во времени. В качестве потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов применяют осадкообразующие составы, сшитые полимерные системы, водонефтяные эмульсии, полимерные растворы с регулируемым временем гелеобразования, реагенты, создающие изолирующий материал путем взаимодействия с пластовой водой. [RU 2398962 E21B 47/10, E21B 43/20 Опубл. 10.09.2010].
Известен способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта, по которому для контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта с обеспечением возможности получения достоверных гидродинамических характеристик, образующихся в результате гидроразрыва пласта трещинных систем, и упрощение получения модели их в пространстве осуществляют поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до гидроразрыва пласта в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м, выполняют радоновые индикаторные исследования, для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности прибором СГДТ, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта [RU 2390805 G01V 5/12 Опубл. 27.05.2010].
Известен способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов при разработке нефтяной залежи с пористо-трещиноватым коллектором, согласно которого для увеличения информативности об исследуемых пластах объекта разработки и оптимизация поля пластовых давлений закачивают в нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующий агент требуемой концентрации и регистрируют его концентрацию в добывающих скважинах. Для этого в каждый из пластов, по меньшей мере, одной нагнетательной скважины закачивают индивидуальный трассирующий агент при заданном забойном давлении, причем регистрируют его концентрацию в добывающих скважинах на выходе из соответствующего пласта. После чего определяют основные параметры каждого пласта - наличие, ориентацию и объемы трещин (разрывных нарушений), скорость фильтрации по ним, их проницаемость, объем непроизводительно закачиваемой воды, а также гидродинамическую связь их друг с другом. Изменяют значения забойного давления при закачке трассирующего агента, по меньшей мере, для одного из пластов нагнетательной скважины и продолжают этот процесс до устранения неопределенности в параметрах пластов или до достижения оптимального давления нагнетания вытесняющего агента [RU 2315863 E21B 47/10 E21B 43/00 Опубл. 27.01.2008].
-
--
--
-
-
--
--
---
--
--
--
В качестве трассирующего агента по данному способу используют соли, устойчивые в пластовых, барометрических условиях и не адсорбирующиеся на породах пласта роданиты (аммония), флуоресцеин натрия, родамин, нитраты щелочных металлов (натрия, аммония), сульфаты щелочных металлов (натрия, калия), фосфаты щелочных металлов, а также радиоактивные изотопы с заданными периодами полураспада. В качестве индивидуального трассирующего агента используются компоненты вытесняющего агента, отличающиеся по своим свойствам от пластовой и закачиваемой воды, и которые не адсорбируются на горной породе. Одним из критериев выбора трассирующих агентов является низкая адсорбция их на горной породе, диссоциируемость. Концентрацию катионов и/или анионов регистрируют в воде - Na или Ca, или Mg, или K, или Li, или Sr, или Ba, или V, или Mn, или Fe, или Ba, или , или , или Cl′, или , или , или , или , или F′, или I'. Зная, какими
компонентами нагнетаемая вода отличается от пластовой, анализируется их отношение, или отношение специально созданных групп и выявляется происхождение воды в добываемой продукции.
Известен способ исследования продуктивности участков и портов ствола горизонтальной скважины является способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением [RU 2164599, E21B 47/00, E21B 47/10 Опубл. 27.03.2001], по которому для повышения достоверности исследований за счет выбора свойств индикатора используют индикаторы нескольких цветов, а индикатор каждого цвета получают в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества. Степень дисперсности микрогранул определяют по предложенной формуле. Смешивают индикаторы с отобранным объемом пластовой жидкости в заданном соотношении. Выбирают определенным образом расположенные центральные нагнетательные скважины. В каждую из них закачивают полученную взвесь индикатора одного цвета. По предложенной формуле определяют время, через которое отбирают первую пробу из каждых наблюдательных скважин. Также по предложенным формулам определяют частоту отбора проб пластовой жидкости и время окончания отбора проб. В каждой отобранной пробе определяют концентрацию индикатора каждого цвета. По предложенной формуле соответствующую ей концентрацию аналогичного индикатора, поступившего в призабойную зону пласта. По найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направления жидкофазных потоков.
При приготовлении микрогранул индикатора согласно данного способа-прототипа используют поликонденсационную смолу (меламиноформальдегидную смолу или меламиномочевиноформальдегидную) (действие в составе идентичное), которую смешивают с ацетоном и органическим люминесцирующим веществом: флуоресцеином (индикатором зеленого цвета) или родамином В (индикатором красного цвета) и другими индикаторами голубого и желтого цветов в соотношении мас. ч., равном 1:1:0,1 соответственно, до образования однородной массы, которая отверждается в течение 24 часов. Полученную твердую массу измельчают на шаровой мельнице (LE-101,1 Венгрия) и просеивают до фракции не более 2 мм. Порошок смешивают с растворами аммиака и анионогенного поверхностно-активного вещества марки "Кристалл" в соотношении мас. ч., равном 1:0,6:0,05 соответственно. Далее производят помол на шаровой мельнице (LE-101,1 Венгрия) до рассчитанной степени дисперсности.
3
3
Затем суспензию индикатора в количестве 0,007 м смешивают с 7 мпластовой воды, осуществляя соотношение об. ч. равное 0,001 - 1 соответственно.
3
13
3
При помощи цементосмесительного агрегата ЦА-320М закачивают полученную взвесь индикатора с пластовой жидкостью, объемом 7,007 м через нагнетательную скважину в пласт. Стартовая концентрация индикатора составляет 10 микрогранул/м.
Пробы воды отбирают с уровня скважинной жидкости желонкой ГГП-20 из наблюдательных скважин. В отобранных пробах воды определяют содержание индикатора, фильтруя пробу через мелкопористый фильтр “Владипор” с диаметром пор 0,4 мкм. На мелкопористом фильтре проводят количественное определение микрогранул индикатора каждого цвета с помощью люминесцентного микроскопа “Люмам-Р2”.
Идентификацию индикатора проводят по пяти параметрам: 1) цвету микрогранул, 2) форме микрогранул, 3) характеру поверхности микрогранул, 4) интенсивности свечения, 5) размеру микрогранул.
В наиболее сложных случаях согласно способа RU 2164599 применяют количественную флюориметрию, реализуемую с помощью люминесцентно-микроскопической посадки ФМЭЛ-1А, при этом в качестве спектроанализатора используют фотомножитель ФЭУ-79 с набором светофильтров СС 15, КС 11, ОС 11, НС 10, ЗС 12, ЗС 1, УФС 6-3, УФС 6-5, ФС 1-1, ФС 1-2, ФС 1-4, ФС 1-6, СС 15-2, СС 15-4, СЗС 24-4, СЗС 21-2. В качестве источника ультрафиолетового излучения используют ртутную лампу СВДШ-250.
По величинам концентраций индикатора в пробах воды, отобранных с уровня скважинной жидкости, определяют соответствующие им концентрации индикатора, ранее поступившие в призабойную зону пласта.
Общим недостатком описанных выше способов является невозможность определения параметров определенных участков (интервалов) горизонтальной добывающей скважины, через которые происходит основной приток добываемой продукции, а также невозможность определения соотношения фаз вода/нефть из различных интервалов горизонтального ствола.
Подробно описанные выше известные способы трассерных исследований направлены на получение информации о движении жидкости через пласт от нагнетательной скважины к добывающей, но не один из способов не решает задачу достоверного определения продуктивности конкретных участков (портов, интервалов) горизонтального ствола добывающей скважины и операций отдельных ГРП в конкретных, разделенных пакерами интервалах горизонтальных скважин.
Известные устройства для исследования горизонтальных скважин при помощи расходомеров различных конструкций, которые технически сложны, требуют применения дорогостоящих операций по спуску/подъему насосного оборудования из скважины, остановки работы скважины и обладают недостаточной достоверностью результатов.
Известны способы и устройства промыслово-геофизических (ПГИ) в горизонтальных скважинах с применением приборов с несколькими расходомерами на различных уровнях потока, согласно которым приборы спускаются с применением колтюбинга, основанного на использовании гибких непрерывных труб, которые проталкиваются в скважину и заменяют традиционные сборные бурильные трубы при работах внутри скважин [https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%BE%D0%BB%D1%82%D1%8E%D0%B1%D0%B8%D0%BD%D0%B3].
Колтюбинг позволяет сократить время операций по спуску геофизических приборов в скважины и отчасти решить проблему перемещения приборов в горизонтальной части ствола, однако сам по себе является сложным и дорогостоящим оборудованием. Применение нескольких расходомеров на различных уровнях потока позволяет уменьшить погрешность измерений, но не решает вопрос достоверности измерений полностью. Кроме того, не позволяет определять соотношение фаз добываемой продукции.
Подобные исследования дороги, необходимым оборудованием обладают преимущественно иностранные сервисные компании, поэтому они мало доступны отечественным нефтяным компаниям.
В настоящее время известны различные устройства для мониторинга и исследования параметров результатов гидроразрыва пласта на основе гидродинамических исследований, сейсмоакустического мониторинга, геофизических методов.
Большинство геофизических приборов успешно применявшихся для исследования скоростей потока жидкости в вертикальных и наклоно-направленных скважинах имеют в своей основе принцип лопастного расходомера. Однако, применение таких расходомеров в горизонтальном стволе и не эффективно и зачастую невозможно.
В горизонтальном стволе скважины лопасти расходомера омываются трехфазным потоком с разными скоростями движения каждого потока. Таким образом, показания стандартных геофизических приборов основанных на принципе лопастного расходомера недостоверны.
Кроме того, спуск в скважину с горизонтальным окончанием геофизических приборов на геофизическом кабеле или невозможен или требует применения дорогостоящего оборудования, позволяющего перемещать геофизический прибор.
Известно устройство для исследования скважин [Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. - М.: Недра, 1972], включающее спускаемый в скважину на кабеле геофизический прибор (расходомер, влагомер, резистивимер и т.п.). При перемещении прибора вдоль фильтровой части скважины ведется регистрация информации, которая позволяет определить интервалы притока и состав флюида, протекающего в ствол скважины из пласта. Недостатком устройства является возможность исследования только вертикальных скважин и невозможность проведения исследований горизонтальных и наклонных скважин.
Известно устройство для исследования горизонтальных скважин (Рапин В.А., Чесноков В. А., Евдокимов В.И., Лежанкин С.И. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин, Нефтяное хозяйство, N 9, 1993, с. 14-16), которое включает спускаемые в скважину на каротажном кабеле геофизический прибор, толкатель и груз-движитель. В качестве толкателя и груза-движителя использованы стандартные глубинно-насосные штанги, закрепляемые на каротажном кабеле с помощью верхнего и нижнего кабельных зажимов. Длина толкателя составляет 357 м, а длина груза-движителя соответственно - 167 м. При проведении исследований сначала в скважину спускают на кабеле геофизический прибор. Далее к нему прикрепляют штанги толкателя и, наращивая их, спускают в скважину. Когда все штанги толкателя и груза-движителя опущены в скважину, верхний конец их закрепляют на кабеле с помощью верхнего кабельного зажима. Далее всю сборку на кабеле спускают в скважину. При достижении геофизическим прибором искривленной части скважины, он под действием силы тяжести штанг толкателя и груза-движителя соскальзывает по нижней стенке обсадной колонны, как по наклонной плоскости, и переходит в горизонтальный ствол. Далее за ним соскальзывают штанги толкателя и проталкивают геофизический прибор к забою скважины. Исследования проводят при спуске геофизического прибора через НКТ и возбуждении скважины от компрессора. По результатам исследований выделяют интервалы притока жидкости в ствол скважины.
Данное устройство недорого и несложно в изготовлении, в нем используются стандартные глубиннонасосные штанги, однако его существенным недостатком является ограничение по длине исследуемого горизонтального ствола, так как оно и реально может быть применено при длине горизонтального ствола не более 200 м, а при большей длине нагрузка на кабель при спуско-подъемных операциях близка к разрывному усилию кабеля.
Известно устройство для проведения исследований горизонтальных скважин (Чесноков В.А., Галин В.А. Совершенствование технологии промыслов ГИС в бурящихся эксплуатируемых и горизонтальных скважинах. Строительство скважин на суше и на море, ВНИИОЭНГ, 1995, N 6, с. 25-27), которое представляет собой спускаемый в скважину на каротажном кабеле толкатель, выполненный из тонкостенных воздухонаполненных герметичных труб с токоподводящими жилами внутри. Длина толкателя равна суммарной длине горизонтальной и искривленной части скважины. Снизу к толкателю присоединен геофизический прибор, а сверху него на каротажном кабеле закреплен груз-движитель. Данное устройство в сборе спускают в скважину на каротажном кабеле. При достижении искривленной части скважины геофизический прибор под действием силы тяжести груза-движителя и труб толкателя и за счет жесткости последних, передаваемого на корпус прибора, начинает соскальзывать по нижней стенке скважины, как по наклонной плоскости, переходя в горизонтальный ствол. За ним соскальзывают трубы толкателя, перемещая прибор к забою скважины. Устройство позволяет исследовать горизонтальные действующие скважины. При этом благодаря тому, что толкатель выполнен из воздухонаполненных, герметичных труб, средняя плотность которых близка к плотности жидкости, заполняющей скважину, снижается усилие, необходимое для проталкивания его в горизонтальном стволе и обеспечивается возможность исследования скважин с длиной горизонтального ствола 300 м и более.
По результатам исследований, проводимых с помощью подобных геофизических приборов (расходомеров, влагомеров, резистивиметров и т.п.) определяют интенсивность притока флюида в ствол скважины и его состав.
Однако большая часть горизонтальных скважин имеет большую протяженность горизонтального ствола (300 м и более) и сравнительно низкий дебит (средний дебит не более 10 т/сутки нефти).
В связи с этим имеет место низкий удельный дебит (приток флюида с единицы длины фильтра) и как следствие-расслоение жидкостей в горизонтальном стволе по плотности. При этом нефть заполняет верхнюю часть, а вода скапливается в нижней части сечения обсадной колонны. Кроме этого возможно наличия застойной воды, которая при малых дебитах скапливается в пониженных участках горизонтального ствола.
При проведении исследований в горизонтальном стволе нецентрированным малогабаритным прибором последний перемещается по нижней стенке обсадной колонны. Если в горизонтальном стволе имеется застойная вода, то прибор будет показывать наличие воды, как на самом деле там может иметь место приток нефти по верхней части колонны. Аналогично поток нефти может быть не зафиксирован и центрированным малогабаритным прибором, т.к. большая часть колонны может быть заполнена застойной водой, а нефть тонкой струей течет вдоль верхней стенки обсадной колонны.
Таким образом, однозначно определить состав жидкости, а следовательно и интервал горизонатльной скважины, с которого она поступает, известными устройствами в низкодебитных скважинах не представляется возможным.
Известен геофизический прибор, выполненный в виде многосекционной пробоотборной камеры, по длине соответствующей длине фильтровой части скважины, в котором каждая секция камеры имеет входное отверстие с управляемым клапаном и в каждой секции имеется воздухонаполненный отсек, посредством которого средняя плотность заполненной жидкостью камеры меньше плотности нефти, откачиваемой из скважины, а само устройство снабжено съемными утяжелителями, позволяющими увеличить среднюю плотность незаполненной камеры до значений, превышающих плотность воды, откачиваемой из скважины [RU 2109941 E21B 47/00 Опубл. 27.04.1998].
В связи с тем, что данный геофизический прибор выполнен в виде многосекционной пробоотборной камеры, по длине соответствующей длине фильтровой части скважины, каждая секция которой имеет входное отверстие с управляемым клапаном, обеспечивается возможность отбора проб жидкости по всей длине горизонтального ствола, что позволяет определить состав жидкости в каждой точке горизонтального ствола.
Выполнение в данном устройстве каждой секции пробоотборной камеры с воздухонаполненным отсеком (посредством которого средняя плотность заполненной жидкостью пробоотборной камеры меньше плотности нефти, откачиваемой из скважины) обеспечивает всплывание камеры в горизонтальном стволе и верхней стенке обсадной колонны и в случае потока нефти через застойную воду позволяет определить интервал притока нефти в скважину, а снабжение устройства съемными утяжелителями, позволяющими увеличить среднюю плотность незаполненной камеры до значений, превышающих плотность воды, откачиваемой из скважины, обеспечивает возможность отбора проб у нижней стенки обсадной колонны и соответственно - определение заполненных застойной водой участков горизонтального ствола скважины.
Данное техническое решение позволяет определять состав жидкости в горизонтальном стволе скважины, т.е. содержание воды в водонефтяной смеси и, соответственно интервал глубины, с которой она притекает в ствол скважины, однако, применение данного прибора сопряжено со значительными затратами на спуск прибора с использованием геофизического подъемника, отсутствует возможность исследования горизонтальных стволов большой протяженности, а также прибор позволяет получать информацию об источнике поступления воды, но не позволяет измерять объем жидкости из каждого интервала скважины.
Известно устройство для исследования горизонтальных скважин, которое для повышения точности измерения расхода и состава жидкости в горизонтальных низкодебитных скважинах содержит спускаемый в скважину на кабеле геофизический прибор с толкателем и грузом-движителем и дополнительно снабжен размещенными на концах геофизического прибора поплавковыми элементами, средняя плотность которых вместе с геофизическим прибором меньше плотности нефти, откачиваемой из скважины [RU 2114298 E21B 47/01, E21B 47/00 Опубл. 27.06.1998].
Наличие у данного геофизического прибора поплавковых элементов обеспечивает его всплывание за счет архимедовой силы к верхней стенке обсадной колонны и, в связи с тем, что средняя плотность поплавковых элементов вместе с геофизическим прибором меньше плотности нефти, откачиваемой из скважины, геофизический прибор оказывается прижат к верхней стенке обсадной колонны независимо от того, чем заполнен данный участок колонны - водой или нефтью. При этом прибор находится в потоке нефти и измеряют ее расход (дебит) и состав (процентное содержание воды).
Данное устройство позволяет поместить геофизический прибор непосредственно в поток нефти, который течет через застойную воду тонким шлейфом вдоль верхней стенки обсадной колонны. Это обеспечивает повышение точности измерений расходов и состава притекающего в ствол скважины пластового нефтяного флюида, но оно не позволяет одновременно измерять расход и состав водяного флюида
Наиболее близким аналогом-прототипом для предлагаемого устройства для исследования продуктивности участков и портов ствола горизонтальной скважины является Устройство для исследования горизонтальных скважин, содержащее струйный насос, пакер и колонну насосно-компрессорных труб на вертикальном участке скважины, отличающееся тем, что хвостовик струйного насоса оборудован колонной насосно-компрессорных труб до забоя с контейнерами для установки глубинных автономных комплексных приборов, размещаемых в горизонтальном участке [RU 41081 E21B 49/00 Опубл. 10.10.2004].
Устройство-прототип для исследования горизонтальных насосных скважин по RU 41081 содержит струйный насос, соединенный колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны с устьем скважины, к которому через задвижки подключен насосный агрегат, соединенный с мерной емкостью, которая через задвижку подключена к межтрубному пространству скважины. Другим концом насос насосно-компрессорными трубами соединен через пакер со щелевым фильтром, который другим концом через трубы НКТ соединен с последовательно соединенными контейнерами, в которых размещаются комплексные автономные приборы, регистрирующие температуру и давление. Контейнеры представляют собой короткие трубы (1,5-3 м) того же типа размера, что и остальные насосно-компрессорные трубы (1,5″, 2,0″ или 2,5″) с 5-10 отверстиями для сообщения внутренней полости трубы со стволом скважины и заглушками с двух сторон для предотвращения движения жидкости внутри контейнера.
Устройство-прототип по RU 41081 работает следующим образом: В скважину, обсаженную трубами и имеющую горизонтальный участок спускают колонну насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером, щелевым фильтром и с хвостовиком, включающим последовательно соединенные контейнеры, с установленными в них комплексными приборами таким образом, чтобы охватить весь горизонтальный участок ствола скважины. Контейнеры соединены друг с другом посредством одной или нескольких насосно-компрессорных труб в зависимости от необходимо расстояния между приборами. Затем оборудуют устье скважины буферными и затрубными задвижками. К буферной задвижке подсоединяют насосный агрегат, а к затрубной задвижке подключают мерную емкость, которая подключена к агрегату для обеспечения циркуляции жидкости, после чего устройство готово к освоению скважины или насосной добыче нефти с одновременным исследованием термогидродинамических параметров эксплуатируемого пласта.
Недостатком устройства-прототипа по RU 41081 является значительные затраты на спуск насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером, щелевым фильтром и с хвостовиком, включающим последовательно соединенные контейнеры, с установленными в них комплексными приборами. Кроме того, применение устройства при исследованиях требует остановки работы скважины которая неизбежно приводит к потерям добычи нефти.
Задача и технический результат
При гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин важной задачей является определение продуктивности и состава скважинных флюидов в отдельных конкретных интервалах горизонтальной скважины и выявление полезно работающих и/или плохо работающих интервалов скважины с последующим возможным отключением плохо работающих интервалов скважины и соответствующим повышением продуктивности скважины за счет использования только хорошо работающих интервалов.
Эта проблема приобретает особую актуальность применительно при добыче нефти в низкодебитных горизонтальных скважинах, а также при определении места размещения новых добывающих скважин в разрабатываемом продуктивном пласте с различной обводненностью пластовой жидкости в различных интервалах скважины.
Поток продукции скважины с горизонтальным окончанием при движении в горизонтальной части обычно разделяется на несколько фаз - газ, вода, нефть и их смеси в различных комбинациях и в различных пропорциях на разных участках (интервалах).
Каждая фаза движется со своей скоростью и со своей объемным расходом. Кроме того, образуются застойные зоны и газовые шапки в местах изгиба ствола.
Применение обычно используемых механических расходомеров технически сложно и неэффективно, так как затруднено их продвижение и функционирование в горизонтальном стволе скважины и поэтому известные расходомеры не позволяют получить достоверные результаты по отдельным интервалам горизонтальной скважины.
В связи с этим актуальна разработка технологии и соответствующего оборудования для достоверного определения продуктивности и состава скважинной жидкости каждого отдельного интервала (участка, порта) горизонтальной скважины.
Целью полезной модели является решения задачи получения достоверной информации о продуктивности (поступлении воды, нефти и их смесей) отдельных интервала горизонтальной скважины и соотношения фаз скважинной жидкости в отдельных интервалах горизонтального ствола.
Техническим результатом, достигаемым при использовании полезной модели является
- повышение точности измерений расхода и состава скважинной жидкости в различных интервалах горизонтальной скважины.
- повышение достоверности количественного определения притока жидкости (расходометрии) в отдельных интервалах скважины с горизонтальным окончанием (горизонтальной скважины).
повышение достоверности определения соотношения фаз (вода/углеводород) поступающих из пласта из отдельных интервалов горизонтальной скважины
- повышение достоверности результатов исследований за счет выбора свойств индикаторов, позволяющих получить адекватную модель, отражающую естественную динамику жидкофазных потоков в различных интервалах горизонтальных скважинах.
- повышение эффективности разработки месторождения углеводородов за счет принятия обоснованных решений на основе более полной и достоверной информации об исследуемом объекте разработки, а также за счет оптимизации поля пластовых давлений для каждого из интервалов горизонтальной скважины, что в конечном итоге приводит к увеличению коэффициента извлечения углеводородов для месторождения.
- расширение диапазона применения технологии гидроразрывов пласта за счет обеспечения введения индикаторов (трассеров) с заданными свойствами с любым жидким носителем, в том числе и вместе с используемыми при гидроразрывах пласта жидкостями с пропантом.
Раскрытие полезной модели
Характерными отличительными особенностями технологии, в которой возможно применение предлагаемого устройства для исследования отдельных интервалов (участков) ствола горизонтальной добывающей скважины являются:
- использование различных индикаторов (трассеров, трассирующих агентов, трассирующих веществ, химических меток, реагентов-индикаторов), которые могут быть достоверно раздельно идентифицированы и точно измерены в потоке скважинной жидкости в малых концентрациях;
- использование различных индикаторов для наблюдения за перемещением жидкости из призабойных зон отдельных интервалов горизонтального ствола добывающей скважины;
- размещение различных индикаторов непосредственно в призабойных зонах отдельных интервалов (портах) горизонтального ствола скважины таким образом, что каждому интервалу соответствовал уникальный, т.е. отличающийся от размещаемых в других интервалах, индикатор.
- анализ наличия и количества индикаторов в составе скважинной жидкости с определением соотношения различных индикаторов, вынесенных на поверхность потоком скважинной жидкости из соответствующих конкретных интервалов (портов) горизонтальной скважины;
- расчет и учет параметров участков скважины, объемов и состава скважинной жидкости из конкретных интервалов (портов) скважины по количеству в общем потоке скважинной жидкости соответствующего конкретному интервалу (порту) количества конкретного индикатора;
- расчет и учет параметров обводненности и продуктивности отделенных пакерами участков пласта по соотношению переносимых нефтью и водой индикаторов;
Характерными отличительными особенностями предлагаемого устройства для исследования продуктивности отдельных интервалов ствола горизонтальной скважины по предлагаемому способу являются:
- наличие в устройстве индикаторов, которые могут быть идентифицированы и измерены в потоке жидкости из скважины в малых концентрациях;
- применение в составе устройства средств дозирования (жиклеров, калиброванных отверстий или каналов), позволяющих регулировать интенсивность выхода индикаторов из устройства;
В отличии от известных методов исследования горизонтальной скважины предлагаемое устройство для исследования параметров и продуктивности отдельных интервалов (портов) горизонтальной скважины с разделенными пакерами интервалами и с поинтервальными гидравлическими разрывами пласта предлагаемый способ и устройства для его реализации позволяют:
- с высокой точностью измерить объем притока скважинной жидкости (нефти и воды) из отдельных интервалов горизонтальной скважины;
- получить достоверную информацию об изменении с течением времени продуктивности интервалов скважины;
- избежать использования дорогостоящего оборудования для спуско-подъемных операций в скважине;
- проводить трассерные исследования и контроль продуктивности интервалов горизонтальной скважины без перерывов в работе добывающей скважины.
Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что устройство для трассерного исследования горизонтальной скважины с раздельными пакерами интервалами поинтервальных гидроразрывов пласта, содержащее контейнер с индикатором, согласно полезной модели выполнено с возможностью размещения на внешней стенке обсадной колонны скважины в призабойной зоне интервала скважины и введения индикатора в пластовую жидкость в призабойную зону интервала скважины и изготовлено в виде контейнера, содержащего корпус с средствами его крепления на внешней стенке обсадной колонны скважины, внешний защитный кожух и по крайней мере одну камеру с индикатором в разрушаемой давлением ампуле и отверстиями и каналами для входа в камеру с индикатором пластовой жидкости и выхода из нее пластовой жидкости с индикатором в призабойную зону интервала скважины.
При этом отверстия и каналы для входа в камеру с индикатором пластовой жидкости и выхода из нее пластовой жидкости с индикатором выполнены калиброванными или содержат средства регулирования количества входящей в камеру с индикатором пластовой жидкости и/или количества выходящей из нее пластовой жидкости с индикатором, выполненные например в виде штуцеров или клапанов регулирования количества входящей в камеру с индикатором пластовой жидкости и/или количества выходящей пластовой жидкости с индикатором.
Кроме этого устройство в различных вариантах контруктивного исполнения выполнено с возможностью:
- размещения на внешней стенке обсадной колонны скважины в призабойной зоне интервала скважины в непосредственной близости от порта интервала;
- введения в призабойную зону индикатора и возможностью определения по количеству индикатора в жидкости из скважины результативности гидроразрывов пласта в данном интервале скважины и параметры функционирования данного интервала скважины;
- введения индикатора в призабойную зону интервала скважины и возможностью определения по количеству индикатора в жидкости из скважины количества жидкости, добытой из данного интервала скважины;
- введения индикатора в призабойную зону интервала скважины и возможностью определения по количеству индикатора в жидкости из скважины обводнения жидкости, добытой из данного интервала скважины;
- размещения на внешней стенке обсадной колонны скважины перед проведением гидроразрывов пласта.
При этом в качестве индикатора устройство содержит
люминесцентые и/или флуоресцентные индикаторы, например микрогранулы поликонденсационной смолы, например меламиноформальдегидной смолы или меламиномочевиноформальдегидной смолы, окрашенные люминисцирующим веществом: флуоресцеином зеленого цвета или родамином В красного цвета или флуорисцирующими веществами других цветов расворимыми в формальдегидных смолах;
или нефтерастворимые или нефтедиспергируемые и водорастворимые или вододиспергируемые индикаторы с возможностью определения соотношения воды и нефти в жидкости из интервала скважины.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показан вид через окуляр флуоресцентного микроскопа поля наблюдения фильтрата воды содержащего флуоресцентные водорастворимые индикаторы.
На фиг. 2 - вид через окуляр флуоресцентного микроскопа поля наблюдения фильтрата нефти содержащего флуоресцентные нефтерастворимые индикаторы.
На фиг. 3 - технологическая схема оборудования скважины для проведения многозонного (многоинтервального) ГРП с указанием рекомендуемого места ввода индикаторов и пути их поступления в скважину для варианта ввода индикаторов в призабойную зону перед ГРП, где показаны: насосные установки 1, 2, 3, 4; блендер (устройство для измельчения, смешения и приготовления эмульсии) 5, блок манифольдов 6; место ввода индикаторов 7; блок управления 8; емкости с водой 9, 10; агрегат ЦА-320 11; устьевое оборудование скважины 12.
На фиг. 4 - технологическая схема оборудования у скважины для проведения многозонного (многоинтервального) ГРП с указанием рекомендуемого места ввода индикаторов и пути их поступления в скважину для варианта ввода индикаторов в призабойную зону во время проведения ГРП, где показаны: насосные установки 1, 2, 3, 4; блендер (устройство для измельчения, смешения и приготовления эмульсии) 5, блок манифольдов 6; место ввода трассеров 7; блок управления 8; емкости с водой 9, 10; агрегат ЦА-320 11; устьевое оборудование скважины 12.
На фиг. 5 - схема нанесения индикаторов (трассеров) на поверхность частиц расклинивающего агента (пропанта), где показаны: керамический пропант 28; водо- или нефтеразрушаемое покрытие с индикаторами одного из выбранных цветов 29; индикаторы 30, поступающие в продукцию скважины в результате растворения покрытия пропанта.
На фиг. 6 - схема контейнера с индикатором с возможным местом расположения контейнера на внешней стенке обсадной колонны горизонтального участка скважины, где показаны: штуцер регулирования потока 13; индикатор (трассер) 14; корпус контейнера 15; обсадная колонна (хвостовик) 16 горизонтального участка скважины.
На фиг. 7 - схема контейнера с находящимися в контейнере ампулами с индикатором с местом расположения контейнера с ампулами с индикатором на внешней стенке обсадной колонны горизонтального участка скважины, где показаны: штуцер регулирования потока 17; ампула с индикатором (трассером) 18; корпус контейнера 19; обсадная колонна (хвостовик) 16 горизонтального участка скважины.
На фиг. 8 - схема исследуемого горизонтального участка скважины с многоинтервальным (многозонным) гидроразрывом пласта, где показаны: обсадная колонна 21; пакеры 22; нефтеносный пласт 23; отдельные интервалы горизонтального ствола 24, герметически ограниченные пакерами 22; порты поинтервалыных гидроразрывов пласта 25; призабойные зоны 26 отдельных интервалов горизонтального ствола; трещины гидроразрывов пласта 27.
На фиг. 9 - график поступления индикатора ИИК
На фиг. 10- график поступления индикатора ИИН
На фиг. 11 - график поступления индикатора ИИР
На фиг. 12 - график поступления индикатора ИФН
На фиг. 13 - график поступления индикатора ИФР
На фиг. 14 - сопоставление данных по показателям работы скважины №1564, куст №344, Вынгапуровского месторождения
На фиг. 15 - данные по относительной массе выхода индикаторов
На фиг. 16 - данные по производительности 1-5 портов МГРП
На фиг. 17 - данные по коэффициенту полезного участия 1-5 портов ГРП
Основные термины, понятия и сокращения
Гидроразрыв пласта (ГРП), англ. Hydraulic fracturing, tracking, - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины, увеличения добычи или приемистости, улучшения сообщаемости флюидов между скважиной и пластом [http://ru.wikipedia.org/wiki/гидравлический_разрыв_пласта].
Метод ГРП является основным инструментом разработки низкопроницаемых коллекторов и малодебитных скважин. Именно освоение и широкомасштабное внедрение ГРП позволило перевести в категорию извлекаемых запасы нефти низкопроницаемых малопродуктивных коллекторов, разбуривание и эксплуатация которых без ГРП в условиях Западной Сибири является технологически невозможной.
Суть метода ГРП - формирование трещин в массивах горных пород, насыщенных добываемыми нефтью или газом. Эффект метода основан на повышении производительности, так называемого дебита скважин при формировании разломов, протяженных трещин нефте- газоносных пластов, путем формирования проникающей разветвленной дренажной системы.
ГРП осуществляется в скважине путем закачки с высокой скоростью значительного количества рабочей жидкости, подающейся под давлением 100 МПа, создавая высокое давление на забое скважины. Когда величина давления рабочей жидкости превышает горизонтальную составляющую горного давления, образуется вертикальная трещина. И, соответственно, в случае превышения давления рабочей жидкости превышает вертикальной составляющей горного давления происходит разрыв породы по горизонтали.
Одновременно с рабочей жидкостью, как правило, идет закачка закрепляющего агента, - это может быть песок или другой твердый материал, который будет заполнять трещину и не позволять ей сомкнуться. Для того, чтобы минимизировать утечку рабочей жидкости в пласт или в подземные воды, используют загустители. С этой же целью пласты изолируют друг от друга, например, за счет многоколонной конструкции скважины, а также использования в процессе цементирования особо прочных материалов. Смесь, которую закачивают в скважину во время гидроразрыва, на 99% состоит из воды и песка (либо специального агента - пропанта), и на 1% - из химических реагентов [http://kniganefti.ru/word.asp?word=147].
Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) -одна из самых новых и передовых технологий в нефтяной промышленности, которая в большей степени эффективна для горизонтальных скважин. Отличие этой технологии от простого гидравлического разрыва пласта заключается в том, что поочередно проводят несколько гидроразрывов. [http://kniganefti.ru/word.asp?word=152].
Многозонный (многоинтервальный, поинтервальный) гидроразрыв пласта - последовательное проведение гидроразрывов пласта в одной скважине в нескольких интервалах ствола отграниченных друг от друга заколонными пакерами.
Порт ГРП - устройство, которое открывающее доступ в призабойную зону скважины для проведения ГРП, через которые впоследствии осуществляется добыча скважинной жидкости или газа обычно посредством добывающих и нагнетательных скважин.
Манифольд - элемент нефтегазовой арматуры в виде нескольких трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме, и снабженных необходимой запорной, иной арматурой, буровыми рукавами S-R и компенсаторами [https://ru.wikipedia.org/wiki/мaнифoльд].
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) - трубы для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин.
Пропант (или проппант, от англ. propping agent - «расклинивающий агент») - гранулообразный материал, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП). Служит для сохранения проницаемости трещин, получаемых в ходе ГРП. Представляет собой гранулы с типичным диаметром от 0,5 до 1,2 мм.
Индикатор (трассер, трассирующий агент, трассирующее вещество, химическая метка, реагент-индикатор) - вещества обладающие свойством растворятся или диспергировать в скважинной жидкости и, которые могут быть достоверно идентифицированы, а их количество точно измерено в потоке скважинной жидкости в малых концентрациях.
Брейкер - химическое вещество применяемое в технологии ГРП для разрушения геля ГРП после закачивания в скважину геля ГРП с пропантом.
Осуществление полезной модели
Предлагаемый способ исследования участков и портов ствола горизонтальной скважины основан на регистрации данных о количественном перемещении индикаторов из призабойных зон отделенных пакерами интервалов скважины в ствол скважины вместе с пластовой жидкостью-носителем с учетом фильтрационно-емкостных параметров продуктивных отложений пласта, изменения пластовых параметров и забойных давлений.
Используемые индикаторы не должны нарушать геохимического равновесия пластовых флюидов, ухудшают нефтевытесняющие свойства нагнетаемых вод и реагентов и влиять на технологические характеристик жидкости разрыва, свойства пропанта. Поэтому перед вводом конкретных индикаторов проводят исследование на их совместимость друг с другом, с имеющимися в скважине флюидами и используемыми при разработке скважины веществами.
Основным условием при осуществлении исследования является техническая исправность устьевого оборудования, насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонны и герметичность заколонного пространства.
В качестве индикаторов целесообразно преимущественно использовать микрогранулы, поликонденсационной смолы (меламиноформальдегидной или меламиномочевиноформальдегидной) окрашенные люминесцирующим красителем (флуоресцеином (индикатором зеленого цвета), родамином В (индикатором красного цвета) и другими).
Выбор индикаторов для проведении исследований осуществляют из числа хорошо изученных и успешно используемых в нефтедобывающей практике стабильных реагентов для трассерных исследований нефтяных пластов, в частности: флуоресцирующие реагенты, соли азотной, роданистой, фосфорной кислот, карбамид и тиокарбамид.
Используемые индикаторы не должны нарушать геохимического равновесия пластовых флюидов, ухудшать нефтевытесняющие свойства нагнетаемых вод и реагентов и влиять на технологические характеристики жидкости разрыва, свойства проппанта.
Основные требования, предъявляемые к индикаторам, используемым при проведении трассерных исследований нефтяных пластов следующие:
хорошая растворимость либо диспергируемость в прослеживаемой жидкости и нерастворимость в других флюидах, насыщающих пласт;
устойчивость физико-химических свойств в пластовых условиях в жидкостях-носителях;
высокая точность и чувствительность метода определения индикаторов;
безопасность для персонала, проводящего исследования;
доступность для широкого применения;
возможность определения индивидуальных индикаторов в их смесях.
введение их в состав жидкостей ГРП не должно влиять на технологические параметры геля (время сшивки, прочность и - своевременную деструкцию при конкретных пластовых температурах).
Перед началом исследования целесообразно проверять влияния добавок индикаторов на используемые жидкости ГРП, на физико-химические и реологические свойства геля и его деструкцию при конкретной пластовой температуре. В качестве образца для сравнения характеристик целесообразно использовать используемые при гидроразрывах пласта гели без добавок индикаторов.
В результате предварительного тестирования выявляют инертные по отношению к компонентам геля для ГРП трассеры, не оказывающие влияния на его физико-химические и реологические свойства, а также на разрушающую способность реагента-брейкера (химического реагента предназначенного для разрушения геля ГРП после закачивания геля с пропантом в скважину).
3
3
Диапазон исходных концентраций индикаторов выбирали от 0,05 г/дм до 0,5 г/дм, при их корректном определении в обратном потоке жидкости при разбавлении в 1000-10000 раз.
Объем оторочки меченой индикаторами жидкости определяется исходя из необходимого проектного объема жидкости-носителя для j-ой ступени гидроразрыва (интервала скважины):
j
j
V=Vггр,
j
где Vггр - проектный объем жидкости-носителя для j-ой ступени гидроразрыва, м3.
Количество исходной массы индикатора для j-ой ступени гидроразрыва определяется следующим образом:
0,j
j
0,j
M=V·C,
j
где V - объем оторочки меченой жидкости для j-ой ступени гидроразрыва, м3;
0,j
C - исходная концентрация индикатора для j-ой ступени гидроразрыва, кг/м3.
Перенос индикаторов из призабойной зоны скважины в ствол скважины через порт происходит за счет движения содержащихся в пласте флюидов (нефть, вода, газ). Количество индикаторов перенесенных потоками флюидов в ствол скважины пропорционально количеству флюидов.
Таким образом, проводя анализ разновидности и количества конкретных индикаторов вынесенных потоком скважинной жидкости на поверхность можно с достаточно высокой точности определить количество конкретного флюида носителя и конкретный интервал из которого этот флюид поступил.
Поинтервальное размещение индикаторов в призабойных зонах горизонтальной скважины может быть выполнено различными способами (вариантами):
Вариант 1 - индикаторные жидкости (дисперсии на основе микрогранул индикаторов) закачивают в призабойную зону через открытый порт ГРП перед проведением операции по ГРП.
Типичная схема работ по проведению многозонного ГРП включает в себя операции по открытию одного из портов, и предварительную «пробную» закачку в порт жидкости ГРП.
Трассеры по варианту 1 могут быть введены в емкость с водой предназначенной для приготовления жидкости ГРП.
Технологическая схема и место ввода трассеров при проведении ГРП по варианту 1 показана на фиг. 3.
Вариант 2 - индикаторные жидкости вводят в призабойную зону вместе с жидкостью гидравлического разрыва пласта (гель ГРП).
В этом варианте индикаторные вещества целесообразно подавать непосредственно в «блендер» (устройство для приготовления жидкости ГРП).
Технологическая схема и место ввода индикаторов при проведении ГРП по варианту 2 показана на фиг. 4.
Вариант 3 - индикаторные вещества перемешивают с пропантом (расклинивающим агентом), либо наносят на поверхность частиц пропанта и они попадают вместе с ним в трещины гидравлических разрывов, которые также является частями призабойных зон скважины.
На поверхность пропанта при этом наносят водо- либо нефтерастворимый состав содержащий индикаторные вещества (фиг. 5).
Пропант для каждой стадии ГРП и для каждого интервала скважины метится индивидуальным для стадии цветом или типом индикатора. В процессе выполнения ГРП пропант закачивается в трещины ГРП и становится частью призабойной зоны соответствующего интервала скважины, и таким образом индикаторы попадают в призабойные зоны соответствующих интервалов скважины.
Вариант 4 - на основе индикаторных веществ готовят твердые субстанции имеющие свойства растворятся в воде и/или нефти и размещаемые в предлагаемых устройствах (контейнерах с индикатором), которые располагают в заколонном пространстве скважины на этапе ее строительства путем крепления на внешней стенке обсадной колонны горизонтальных участков скважины.
Контейнер с индикатором представляет собой устройство опоясывающее трубу «хвостовика» (обсадную колонну горизонтального участка скважины), состоящее из внешнего защитного кожуха, камеры с индикатором и штуцеров (калиброванных отверстий) для входа и выхода жидкости (фиг. 6).
Потоки пластовой жидкости омывают контейнеры с индикаторами и через соответствующие штуцера или клапаны попадают во внутренние камеры контейнеров, в которых расположены индикаторы (трассирующие составы).
Индикаторы пластовой жидкостью выносятся из контейнеров и через соответствующие порты попадают внутрь ствола скважины.
Вариант 5 - индикаторы помещают в разрушаемые в определенные моменты, например под действием давления ГРП, стеклянные ампулы, которые размещают в контейнерах, располагаемых в заколонном пространстве скважины на этапе ее строительства (фиг. 7). При проведении операций гидравлических разрывов пласта (ГРП) ампулы с индикатором под воздействием давления жидкости ГРП разрушаются и индикаторы вещества попадают в призабойные зоны соответствующих интервалов.
В отличии от варианта 4 размещение индикаторов в стеклянных ампулах позволяет производить спуск обсадной колонны без потерь индикаторных веществ. Толщина стенок и прочность ампул с индикатором выбирается таким образом, чтобы их разрушение происходило при определенных давлениях гидравлических разрывов. Таким образом решается задача подачи различных индикаторов в призабойные зоны скважины после начала операций ГРП в соответствующих интервалах, что повышает точность размещения индикаторов и увеличивает возможность отслеживать выход индикаторов более продолжительное время.
Возможны другие варианты доставки индикаторов в призабойные зоны конкретных интервалов горизонтального ствола, обеспечивающие селективное попадание конкретных индикаторов в призабойные зоны соответствующих интервалов скважины.
Анализ количеств вынесенных скважинной жидкостью индикаторов может быть выполнен одним из известных методов анализа индикаторов.
Наиболее подходящим является способ определения количественного состава люминесцентных и флуоресцентных индикаторов микроскопическим методом.
Для реализации этого метода отбирается проба скважинной жидкости (жидкости из скважины), содержащая смесь различных индикаторов, поступивших из различных интервалов скважины.
Отобранную пробу тщательно взбалтывают и фильтруют через мембранный фильтр с диаметром пор 0,45 мкм. С этой целью чистую воронку для фильтрования пробы с аккуратно вставленным мембранным фильтром устанавливают на колбу Бунзена, в которой с помощью вакуумного насоса создается необходимое разрежение. Процесс фильтрации продолжают до тех пор, пока не станет затруднительным вследствие засорения фильтра.
После завершения фильтрации фильтровальную воронку осторожно, чтобы не загрязнить фильтр, развинчивают, и фильтр переносят на предметное стекло.
На предметном стекле фильтр сверху закрывают покровным стеклом, плотно прижимают к предметному стеклу, и в таком состоянии стекла в торцах фиксируют липкой лентой.
Объем фильтрата профильтрованной пробы измеряют мерным цилиндром, и после этого проба утилизируется. После каждой процедуры фильтрования воронку сушат и промывают техническим ацетоном в течение 3 мин для удаления индикатора предыдущей пробы.
Фильтр с осажденными на нем частицами трассера просматривают в люминесцентном микроскопе (например, Люмам-И1, МЛД-1) при возбуждении флуоресценции сине-фиолетовыми лучами (светоделительная пластинка 360-440 нм + светофильтр ФС-1-4). В качестве запирающего светофильтра обычно используется светофильтр ЖС18 или ЖС19.
Микроскопирование ведут с помощью объектива ×10×0,4 Л и бинокулярной системы 1,1×7. При необходимости используют объектив ×40 или другие окуляры.
В поле зрения люминесцентного микроскопа частицы индикаторов легко идентифицируются по яркости и цвету флуоресценции, а также по их размерам и форме даже при наличии посторонних частиц.
Если число частиц индикаторов на фильтре невелико (менее 5 частиц в поле зрения), то сканируют вся поверхность мембранного фильтра и учитывают все осажденные частицы индикаторов.
Если число частиц индикаторов в поле зрения более 5, то считают частицы в нескольких случайных полях зрения.
Для подсчета частиц индикаторов случайным образом выбирают не менее 20 полей зрения. Лучше это делать не произвольно, а переходить к новому полю зрения, поворачивая микрометрический винт столика микроскопа на определенную величину. На основе проссчитывания полей зрения рассчитывают среднее арифметическое число частиц в поле зрения.
3
Число частиц индикатора N в 1 см рассчитывают по формуле
, где
n - среднее число частиц в одном поле зрения;
2
S - площадь поверхности фильтра, см;
2
a - площадь поля зрения, см;
3
V - объем профильтрованной воды, см.
Примеры полей зрения исследуемых образцов фильтра приведены на фиг. 1 и фиг. 2.
Результатом анализа является выявление определенного соотношения количества индикаторов разных цветов.
Зная какой цвет индикатора в каком интервале был размещен можно достоверно оценить вклад каждого интервала в общий дебит скважины.
Объем жидкости поступившей из каждого интервала рассчитывают по формуле:
инт1
скв
инт1
инт1
инт2
интX
Q=Q∗(K/(K+K+…K), где
инт1
Q - количество жидкости поступившей из интервала 1
скв
Q - общее количество жидкости поступившей из скважины
инт1
K - количество индикатора цвета соответствующего интервалу 1
инт2
K - количество индикатора цвета соответствующего интервалу 2
интX
K - количество индикатора цвета соответствующего интервалу X
Обводненность продукции каждого интервала рассчитывают как соотношение количества нефтерастворимого индикатора к сумме нефтерастворимого и водорастворимого индикаторов цвета соответствующего интервалу:
инт1
итн1В
инт1н
итн1в
W=K/(K+K),где
инт1
W - обводненность интервала, %
итн1в
K - количество водорастворимого индикатора цвета соответствующего интервалу 1
инт1н
K количество нефтерастворимого индикатора цвета соответствующего интервалу 1
Проведение исследований по предлагаемому способу позволяет получить информацию о:
распределении концентрации выхода индикатора для каждого интервала;
массе индикатора извлеченного на дневную поверхность для каждого интервала;
доли притока и производительности для каждого интервала.
Для подтверждения возможности промышленной реализации и достижения технического результата были проведены опытно-промышленные работы по закачке индикаторов при проведении ГРП на скважине №1564, куст №344, Вынгапуровского месторождения, ЯНАО.
При проведении и интерпретации полученных результатов при закачке индикаторов при многозонном (многоинтервальном, поинтервальном) гидроразрыве учитывали:
данные о составе геля для жидкости ГРП с предоставлением образцов реагентов, воды и пропанта в лаборатории для проведения тестирования индикаторов и анализа проб;
проектные параметры трещин ГРП;
данные по истории разработки скважины за период отбора проб.
Необходимые объемы концентратов индикаторов готовили отдельно на каждую стадию многостадийного ГРП.
Подачу индикаторов осуществляли в поток на весь объем основного ГРП (буферная стадия + стадия подачи проппанта), исключая стадию продавки-активации следующего порта.
3
Подачу индикаторов осуществляли посредством насоса с расходом 2 л концентрата на 1 м геля с записью подачи по аналогии с любым жидким реагентом, подающимся в поток в процессе ГРП.
По результатам проведенных трассерных исследований предлагаемым способом выявленная следующая общая эффективность стимуляции целевого воздействия ГРП для скважины №1564, куст №344, Вынгапуровского месторождения:
До начала проведения трассерных исследований были отобраны пробы пластовых вод на содержание предполагаемых для закачки индикаторов из ближайшего окружения скважины №1564/344, предназначенной для проведения МГРП с закачкой индикаторов: из скважин №1553/344; №1561/344; №5130/351; №6427/351; №1563/344 и №1559/344.
В качестве индикаторов использовали натрий роданистый (Шифр ИИР), натрий азотнокислый (Шифр ИИН), натрий фосфорнокислый (Шифр ИИФ), карбамид (мочевина) (Шифр ИИК), флуоресцеин натрия (Шифр ИФН), родамин С (Шифр ИФР).
При физико-химическом анализе проб на содержание индикаторов проводили:
анализ фоновых проб и построение калибровочных зависимостей;
подготовку проб - разделение на фазы нефть-вода, удаление из воды механических и коллоидных примесей;
проведение анализа проб - определение концентрации трассеров в пробе;
при необходимости повторение этапа подготовки и анализа пробы.
Содержания индикаторов определяли спектрофотометрическими методами. Результаты представлены в Таблица 1.
Результаты анализов проб жидкости обратного потока скважинной жидкости из добывающей скважины №1564/344 представлены в таблице 2 и на фиг. 8-12.
Математическую интерпретацию полученных лабораторных данных анализа проб проводили с целью оценки и подтверждения эффективности работы стадий ГРП и определения:
- количества индикатора, извлеченного на дневную поверхность для каждой стадии (каждого интервала, порта);
- доли притока и производительности для каждой стадии ГРП;
- общей эффективности стимуляции целевого воздействия ГРП.
При проведении математической обработки результатов анализа проб использовали данные по замерам дебита жидкости и данные по обводненности для каждой отобранной пробы, которые представлены в Таблице 3.
На фиг. 13 приведены для сравнения данные среднесуточных показателей работы скважины и данные по замерам дебита жидкости и обводненности для каждой отобранной пробы.
Необходимое время отбора всего объема жидкости ГРП, которая содержит закачанные индикаторы (суммарный объем жидкости ГРП всех интервалах 491,7 м3), исходя из данных по дебиту воды в целом по скважине за период отбора проб, составляет в среднем 6,86 суток (без учета ухода жидкости за пределы образовавшихся трещин ГРП).
Длительность отбора проб жидкости для проведения последующих лабораторных анализов на содержание в них закачанных индикаторов составила 10,5 суток.
По результатам математической интерпретации данных выхода индикатора за время отбора проб было отобрано:
индикатора ИФН, закачанного в составе жидкости ГРП для порта №1 - 1094 г, что составляет 30,4% от исходной закачанной массы индикатора;
индикатора ИИР, закачанного в составе жидкости ГРП для порта №2 - 19852 г, что составляет 56,7% от исходной закачанной массы индикатора;
индикатора ИИН, закачанного в составе жидкости ГРП для порта №3 - 3827 г, что составляет 19,9% от исходной закачанной массы индикатора;
индикатора ИИК, закачанного в составе жидкости МГРП для порта №4 - 28335 г, что составляет 81,0% от исходной закачанной массы индикатора;
индикатора ИФР, закачанного в составе жидкости ГРП для порта №5 - 395 г, что составляет 11,3% от исходной закачанной массы индикатора.
Доля притока воды и производительность для 1-5 портов ГРП:
для порта №1 доля притока от общего притока по скважине составляет 16%, производительность порта - 20 м3/сут, объем каналов, замещенных меченой жидкостью - 205 м3;
для порта №1 доля притока от общего притока по скважине составляет 30%, производительность порта - 37 м3/сут, объем каналов, замещенных меченой жидкостью - 384 м3;
для порта №3 доля притока от общего притока по всем портам составляет 6%, производительность порта - 7 м3/сут, объем каналов, замещенных меченой жидкостью - 74 м3;
для порта №4 доля притока от общего притока по всем портам составляет 43%, производительность порта - 52 м3/сут, объем каналов, замещенных меченой жидкостью - 547 м3;
для порта №5 доля притока от общего притока по всем портам составляет 6%, производительность порта - 7 м3/сут, объем каналов, замещенных меченой жидкостью - 76 м3.
Результаты математической интерпретации данных выхода индикатора для 1-5 портов ГРП приведены в Таблице 4 и на фиг. 14-17.
Проведенные трассерные исследования, заключающиеся в закачке различных индикаторов совместно с закачкой проппанта для каждой из 1-5 стадий ГРП (1-5 интервалов), последующем отборе и анализе образцов обратного потока после завершения ГРП и вызова притока из скважины по оценке успешности проведения операций при ГРП для скважины №1564, куст №344, Вынгапуровского месторождения, позволили получить следующую информацию:
распределение концентрации выхода индикатора для каждой стадий ГРП (каждого интервала, каждого порта);
массу индикатора извлеченного на дневную поверхность для каждой стадии ГРП (каждого интервала, каждого порта);
доли притока и производительности для каждой ступени ГРП (каждого интервала, каждого порта).
Анализ данных параметров позволил оценить успешность проведения операций ГРП на скважине.
Оценка доли притока и производительности для каждой стадии ГРП (каждого интервала, каждого порта) проводилась при принятых условиях, что текущий дебит воды по скважине складывалась из суммы притоков воды из 1-5 портов ГРП.
В результате данных трассерных исследований установлена следующая эффективность стимуляции целевого воздействия ГРП для скважины №1564, куст №344, Вынгапуровского месторождения исследований:
Для двух из пяти исследованных портов ГРП (2 и 4 порты) имеет место наибольшая эффективность от проведения ГРП. Для данных портов имеет место более 50% выхода индикаторов от исходной закачанной массы индикаторов, доля притока по данным ступеням составляет 30 и 43% соответственно от общего притока воды по скважине.
Для 1, 3 и 5 портом ГРП эффективность от проведения ГРП невысокая. Для данных портов имеет место не более 30% выхода индикаторов от исходной закачанной массы, доля притока по данным ступеням составляет 6-16% соответственно от общего притока воды по скважине.
Для двух из пяти исследованных портов ГРП (2 и 4 порты) выявлена наибольшая эффективность от проведения ГРП. Для данных портов имеет место более 50% выхода трассеров от их исходной закачанной массы, доля притока по данным интервалам составляет 30 и 43% соответственно от общего притока воды по скважине.
Для 1, 3 и 5 портов ГРП от проведения ГРП выявлена невысокая эффективность. Для данных портов имеет место не более 30% выхода трассеров от их исходной закачанной массы, доля притока по данным ступеням составляет 6-16% соответственно от общего притока воды по скважине.
Область применения предлагаемой технологии не ограничивается способом эксплуатации и оборудованием горизонтальных разрабатываемых посредством ГРП многоинтеральных скважин, величинами притоков жидкости и уровнями приемистости, вязкостью и газовым фактором жидкости.
Предлагаемый способ не накладывает каких-либо ограничений на режимы работы скважин и позволяют проводить трассерные исследования непосредственно при рабочем функционировании добывающей скважины.
Таким образом, все существенные признаки полезной модели находятся в причинно-следственной связи с техническим результатом, получаемым от использования полезной модели.
Конкретные особенности конструкции предлагаемых устройств и операции способа определены экспериментально и практически проверены в процессе детально описанных натурных испытаний, что подтверждается прилагаемыми фотографиями и чертежами.
Натурные испытания устройства и способа пожаротушения показали уверенное решение поставленной задачи и достижения требуемого технического результата, а именно осуществление полезной модели обеспечивает:
повышение достоверности количественного определения притока жидкости (расходометрии) в каждом отдельном интервале скважины с горизонтальным окончанием (горизонтальной скважины);
повышение достоверности определения соотношения фаз (вода/углеводород) поступающих из пласта из каждого отдельного интервала горизонтальной скважины;
повышение точности измерений расхода и состава скважинной жидкости в различных интервалах горизонтальной скважины;
повышение достоверности результатов исследований за счет выбора свойств индикаторов, позволяющих получить адекватную модель, отражающую естественную динамику жидкофазных потоков в различных интервалах горизонтальных скважинах;
повышение эффективности разработки месторождения углеводородов за счет принятия обоснованных решений на основе более полной и достоверной информации об исследуемом объекте разработки, а также за счет оптимизации поля пластовых давлений для каждого из интервалов горизонтальной скважины, что в конечном итоге приводит к увеличению коэффициента извлечения углеводородов для месторождения;
- расширение диапазона применения технологии гидроразрывов пласта за счет обеспечения введения индикаторов (трассеров) с заданными свойствами с любым жидким носителем, в том числе и вместе с используемыми при гидроразрывах пласта жидкостями с пропантом.
В качестве отдельных элементов и узлов вариантов устройства и реализации способа могут быть использованы различные известные и традиционные применяемые в горной нефтедобывающей промышленности и геофизических исследованиях конструктивные решения, материалы и технологии, обычно применяемые при разработке и эксплуатации горизонтальных нефтяных добывающих скважин с разделенными пакерами интервалами и поинтервальными гидроразрывами пласта.
Представленные детальное раскрытие предлагаемого полезной модели и подробные примеры промышленной реализации доказывают уверенное решение поставленной задачи, достижения требуемых технических результатов, полноту раскрытия полезной модели и возможность его осуществления промышленным способом.