RU2703055C1 - Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН - Google Patents

Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН Download PDF

Info

Publication number
RU2703055C1
RU2703055C1 RU2019120315A RU2019120315A RU2703055C1 RU 2703055 C1 RU2703055 C1 RU 2703055C1 RU 2019120315 A RU2019120315 A RU 2019120315A RU 2019120315 A RU2019120315 A RU 2019120315A RU 2703055 C1 RU2703055 C1 RU 2703055C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
inflow
determining
tubing string
tech
zones
Prior art date
Application number
RU2019120315A
Other languages
English (en)
Inventor
Андрей Александрович Яковлев
Айяр Гусейн оглы Сулейманов
Ильдар Гаязович Файзуллин
Андрей Иванович Ипатов
Михаил Израилевич Кременецкий
Андрей Владимирович Шурунов
Николай Павлович Сарапулов
Сергей Михайлович Симаков
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ")
Priority to RU2019120315A priority Critical patent/RU2703055C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2703055C1 publication Critical patent/RU2703055C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН). Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ, и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик. При этом наземной станции анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные: блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ), блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ), блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП). 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН).
Мониторинг профиля притока в горизонтальной скважине необходим, в частности, для определения работающих портов скважины, оценки необходимости эксплуатации порта и выявления неработающего порта скважины. Кроме того, в случае проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) система и способ распределенного мониторинга в горизонтальной скважине позволяет определить приток от каждого разрыва (трещины) пласта отдельно и построить наиболее точный профиль притока горизонтальной скважины.
Известна система измерения параметров в стволе скважины по патенту РФ №2484247 (дата публикации: 10.06.2013, Е21В 47/12, Е21В 17/20) «Система и способ измерения параметров в стволе скважины».
Общими признаками системы измерения параметров в стволе скважины по патенту РФ №2484247 с заявленной системой долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН, является наличие насосно-компрессорной трубы (колонна насосно-компрессорных труб), наличие оборудованной контрольно-измерительными приборами секции гибкой насосно-компрессорной трубы (оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур), наземной площадки сбора для анализа (наземная станция обработки и анализа).
Система обеспечивает только возможность регистрации данных, при этом отсутствует возможность обработки полученных данных, например, с учетом фоновых температур.
Известно изобретение по патенту РФ №2581852 (дата публикации: 20.04.2016, Е21В 47/06) «Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины».
Общими признаками устройства мониторинга параметров с заявленной наземной станцией анализа и обработки является наличие погружного оптоволоконного кабеля (возможность подключения наземной станции анализа и обработки к оптоволоконному распределенному кабель-датчику), наземное оборудование (наземная станция анализа и обработки), система обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры (блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока).
Устройство осуществляет измерение температуры на отдельных участках скважины и не представляет профиль притоков (дебита) по портам работающей скважины.
Известно изобретение по патенту РФ №2455482 (дата публикации: 10.07.2012, Е21В 47/103) «Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства».
Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства по патенту РФ №2455482 основан на анализе графика зависимости температуры от времени, графика зависимости производной от этой температуры по логарифму времени от времени, из которых последовательно определяют относительные дебиты температуры флюидов, поступающих в скважину из вышележащих пластов, и рассчитывают скин-факторы вышележащих пластов.
Общими признаками способа определения профиля притока флюидов с заявленным способом долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине является наличие возможности измерения температуры скважинного флюида, определения изменения температуры скважинного флюида, определения относительных дебитов и температуры флюидов.
Недостатками способа является невысокая точность определения притоков флюида, а также отсутствие возможности построения профиля притоков флюида на горизонтальной скважине.
Использование заявленного изобретения позволяет расширить спектр промысловой информации, улучшить знание о физических процессах, протекающих при работе горизонтальной скважины с многостадийным гидравлическим разрывом пласта, скорректировать дизайн последующих многостадийных гидравлических разрывов пласта на месторождении.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение точности определения профиля притока в горизонтальной скважине.
Технический результат достигается за счет того, что система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электро-центробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ; и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик, при этом наземная станция анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные:
- блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ);
- блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ);
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
Преимуществом данного изобретения является отсутствие дополнительного внутрискважинного оборудования, осложняющего конструкцию, что обеспечивает снижение затрат на эксплуатацию горизонтальных скважин. Кроме того, повышение точности определения профиля мониторинга с помощью разработанной методики выбора зон для определения теплового потока от порта скважины, используемой в системе, способе и устройстве (наземная станция анализа и обработки), обеспечивается за счет анализа не точечного значения текущей температуры по притоку (наличие пиков на геотермограмме в местах притоков), а за счет определения теплового потока по зоне, от которой зависит значение дебита притока. При этом учитывается угол наклона графика текущей температуры. В случае возникновения высокого уровня притока в одном из портов, такой уровень будет повышать уровень текущих температур, наблюдаемых в соседнем по ходу потока порту, что не позволит оценить реальное значение притока в соседнем порту. Однако при использовании заявленного метода будет анализироваться не абсолютная температура, а теплоотдача по выбранной зоне. Это позволит осуществить корректную оценку притока даже в случае существенного влияния температуры от соседнего порта.
Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать:
Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать:
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), который выполнен с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на
Figure 00000001
где
а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут, и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:
Figure 00000002
где
L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) выполнен с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:
Bi=Si/ΔTi, где
ΔTi - изменение текущей температуры в выбранной зоне;
и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле:
Figure 00000003
где
B∑ - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;
или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле:
Figure 00000004
где
Q∑ - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.
Наземная станция анализа и обработки системы может содержать блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
Наземная станция анализа и обработки системы может содержать блок хранения информации, который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
Оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур может быть проложен в углублении, выполненном на внешней стороне колонны НКТ.
Оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур может быть закреплен на колонне НКТ с помощью протекторов.
Также технический результат достигается за счет того, что наземная станция анализа и обработки выполнена с возможностью подключения оптоволоконного распределенного кабель-датчика температур, проложенного вдоль колонны НКТ, и содержит последовательно соединенные:
- блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ);
- блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ);
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
Наземная станция анализа и обработки может содержать:
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), выполненный с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на
Figure 00000005
где
а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:
Figure 00000006
где
L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП), выполненный с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:
Bi=Si/ΔTi, где
ΔTi - изменение текущей температуры в выбранной зоне;
и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле:
Figure 00000007
где
В∑ - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;
или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле:
Figure 00000008
где
Q∑ - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.
Наземная станция анализа и обработки может содержать блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).
Наземная станция анализа и обработки может содержать блок хранения информации, который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).
Технический результат достигается за счет того, что способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает этапы, при которых:
- измеряют уровень фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН;
- устанавливают режим работы ЭЦН, при котором термоаномалии (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке составляют не менее 0,2°С;
- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между притоками из перфораций;
- определяют тепловой поток зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1);
- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны;
- определяют дебит притока по перфорациям.
Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать этапы, при которых:
- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на
Figure 00000009
где
а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут;
- определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:
Figure 00000010
где
L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;
- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:
Bi=Si/ΔTi, где
ΔTi - изменение текущей температуры для каждой выбранной зоны;
- на основании Bi определяют дебит притока по перфорациям.
Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине может содержать этап, при котором определяют дебит притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле:
Figure 00000011
где
В∑ - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;
или дебит притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле:
Figure 00000012
где
Q∑ - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.
Тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) может быть определен по формуле:
Figure 00000013
Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, наземная станция анализа и обработки, а также способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине могут быть реализованы при использовании различных комбинаций вышеуказанных дополнительных признаков.
Таким образом, дебит притока определяется на основе анализа закономерностей распределения температуры вдоль горизонтального участка скважины, обусловленных теплообменом движущегося по стволу флюида. Результаты мониторинга горизонтальной скважины при определении распределения теплоотдачи по длине скважины помогает выявить работающие (имеющие приток флюида) и неработающие (с наименьшим притоком) порты скважины.
Заявленное изобретение поясняется следующими фигурами:
На фиг. 1 представлено схематическое изображение системы долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН;
на фиг. 2 представлена геотермограмма горизонтального отрезка скважины;
на фиг. 3 изображен пример исполнения наземной станции анализа.
На фигурах обозначены:
1 - электроцентробежный насос (ЭЦН);
2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);
3 - перфорации НКТ;
4 - оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур;
5 - наземная станция анализа и обработки;
6 - трещины гидравлического разрыва пласта (ГРП);
7 - блок определения уровня фоновых температур (БОФТ);
8 - блок определения термоаномалий (БОТ);
9 - блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);
10 - блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП);
11 - блок отображения информации (БОИ).
Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине (фиг. 1) включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электро-центробежного насоса 1 (ЭЦН), установленного в полость колонны 2 насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации 3; оптоволоконный распределенный кабель-датчик 4 температур, проложенный вдоль колонны 2 НКТ; и наземную станцию 5 анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик 4. В скважине образованы трещины 6 в результате многостадийного гидравлического разрыва пласта. Наземная станция 5 анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные (фиг. 3):
блок 7 определения уровня фоновых температур (БОФТ) на горизонтальном отрезке колонны 2 НКТ при неработающем ЭЦН 1;
блок 8 определения термоаномалий (δ) (БОТ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН;
блок 9 выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);
блок 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
Наземная станция 5 анализа и обработки может содержать блок 11 отображения информации (БОИ), который подключен к блоку 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
Наземная станция 5 анализа и обработки может содержать блок хранения информации (на фиг. не показан), который подключен к блоку 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
На фиг. 2 представлена геотермограмма распределения температур на участке перфораций 3. Геотермограмма содержит уровень фоновых температур (Тфон), а также установившийся уровень текущей температуры (Ттек). При этом фиг. 2 поясняется выбор зон обработки сигналов Ттек, определение площади теплового потока (Si), обозначено изменение текущей температуры в выбранной зоне (ΔTi).
Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине обеспечивает возможность реализации способа.
В целом технология проведения измерений предполагает получение двух профилей изменения температуры по длине ствола с помощью оптоволоконного кабель-датчика 4 температур. Первый профиль отражает фоновое (первоначальное) распределение температуры (Тфон) на остановленной скважине, а второй представляет собой распределение текущей температуры (Ттек) в работающей скважине.
Способ может включать следующие этапы.
Измеряют уровень фоновых температур (Тфон) на горизонтальном отрезке колонны 2 НКТ при неработающем ЭЦН 1 в блоке 7 определения уровня фоновых температур.
Затем устанавливают режим работы ЭЦН 1, при котором термоаномалии (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке составляют не менее 0,2°С. Анализ осуществляется в блоке 8 определения термоаномалий (БОТ).
В блоке 9 выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП) осуществляется выбор зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций 3, при этом включает определение границ, которые отстоят от соседних притоков на
Figure 00000014
где
а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН 1 с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут.
Величина минимального удаления Δh при изменении значений a и t в среднем находится в пределах 2 до 10 м.
Далее в БВЗОиОТП 9 определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле:
Figure 00000015
где
L - длина горизонтального отрезка колонны 2 НКТ;
Также тепловой поток (Si) выбранных зон (фиг. 2) может быть рассчитан по формуле определения площади трапеции:
Figure 00000016
Затем в блоке 10 определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) рассчитывают нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле:
Bi=Si/ΔTi, где
ΔTi - изменение текущей температуры в выбранной зоне;
В результате на основании Bi в БОНТиДП 10 определяют дебит притока по перфорациям 3.
Пример определения долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине представлен в таблице, при этом дебит притока определен в процентах от общего притока по формуле:
Figure 00000017
Figure 00000018
Из таблицы видно, что дебит минимален для второго притока (n2), который составляет 1% от общего притока по горизонтальному отрезку НКТ 2 скважины. Таким образом, порт, расположенный на участке между вторым и третьим интервалами обработки имеет минимальный приток.
Таким образом, заявленная система и способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, а также наземная станция анализа и обработки долговременного распределенного мониторинга профиля притока обеспечивают повышение точности мониторинга горизонтальных скважин.

Claims (70)

1. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, включающая подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ; и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик, при этом наземная станция анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные:
- блок определения уровня фоновых температур (БОФТ) на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН;
- блок определения термоаномалий (БОТ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН;
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
2. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 1, в которой:
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП) выполнен с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на
Figure 00000019
где а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут, и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле
Figure 00000020
где L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) выполнен с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле
Bi=Si/ΔTi,
где ΔTi - изменение текущей температуры в каждой зоне;
и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле
Figure 00000021
где B∑ - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;
или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле
Figure 00000022
где Q∑ - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.
3. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 1, в которой наземная станция анализа и обработки содержит блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
4. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 1, в которой наземная станция анализа и обработки содержит блок хранения информации, который подключен к блоку определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
5. Наземная станция анализа и обработки, выполненная с возможностью подключения оптоволоконного распределенного кабель-датчика температур, проложенного вдоль колонны НКТ, и содержащая последовательно соединенные:
- блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ);
- блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ);
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП);
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП).
6. Наземная станция анализа и обработки по п. 5, в которой:
- блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП) выполнен с возможностью выбора зон обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на
Figure 00000023
где а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут и определения теплового потока (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле
Figure 00000024
где L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;
- блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП) выполнен с возможностью определения величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле
Bi=Si/ΔTi,
где ΔTi - изменение текущей температуры для каждой выбранной зоны;
и с возможностью определения дебита притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле
Figure 00000025
где В∑ - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;
или дебита притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле
Figure 00000026
где Q∑ - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.
7. Наземная станция анализа и обработки по п. 5, содержащая блок отображения информации (БОИ), который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).
8. Наземная станция анализа и обработки по п. 5, содержащая блок хранения информации, который подключен к блоку определения дебита притока (БОД).
9. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, при котором:
- измеряют уровень фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН;
- устанавливают режим работы ЭЦН, при котором термоаномалии (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке составляют не менее 0,2°С;
- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между притоками из перфораций;
- определяют тепловой поток зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1);
- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны;
- определяют дебит притока по перфорациям.
10. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 9, при котором:
- выбирают зоны обработки сигналов Ттек между соседними притоками (ni, ni+1) из перфораций, при этом границы зон отстоят от соседних притоков на
Figure 00000027
где а - температуропроводность геопласта,
t - время работы ЭЦН с момента его запуска до момента установившегося во времени уровня текущей температуры (Ттек), при котором изменения Ттек составляют не более 1°С в течение не менее 30 минут;
- определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле
Figure 00000028
где L - длина горизонтального отрезка колонны НКТ;
- определяют величины нормированной теплоотдачи (Bi) для каждой зоны по формуле
Bi=Si/ΔTi,
где ΔTi - изменение текущей температуры для в выбранной зоне;
- на основании Bi определяют дебит притока по перфорациям.
11. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 10, при котором определяют дебит притока в процентах от общего притока по перфорациям по формуле
Figure 00000029
где В∑ - суммарная нормированная теплоотдача на горизонтальном отрезке колонны НКТ;
или дебит притока в абсолютных значениях по перфорациям по формуле
Figure 00000030
где Q∑ - суммарный дебит на горизонтальном отрезке колонны НКТ.
12. Способ долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине по п. 10, при котором определяют тепловой поток (Si) зон на участках между соседними притоками (ni, ni+1) по формуле
Figure 00000031
RU2019120315A 2019-06-27 2019-06-27 Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН RU2703055C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019120315A RU2703055C1 (ru) 2019-06-27 2019-06-27 Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019120315A RU2703055C1 (ru) 2019-06-27 2019-06-27 Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2703055C1 true RU2703055C1 (ru) 2019-10-15

Family

ID=68280332

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019120315A RU2703055C1 (ru) 2019-06-27 2019-06-27 Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2703055C1 (ru)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1411446A1 (ru) * 1986-09-26 1988-07-23 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Способ термометрии переходных процессов в скважинах
WO2000036386A1 (en) * 1998-12-17 2000-06-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments
RU2485310C1 (ru) * 2012-08-24 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ исследования скважины
RU2487238C1 (ru) * 2012-02-09 2013-07-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Скважинный контрольно-измерительный комплекс и способ его монтажа в горизонтальной скважине
RU2544923C1 (ru) * 2013-12-02 2015-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин
RU2560003C1 (ru) * 2014-07-09 2015-08-20 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
RU2581852C1 (ru) * 2014-11-06 2016-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1411446A1 (ru) * 1986-09-26 1988-07-23 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Способ термометрии переходных процессов в скважинах
WO2000036386A1 (en) * 1998-12-17 2000-06-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments
RU2487238C1 (ru) * 2012-02-09 2013-07-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Скважинный контрольно-измерительный комплекс и способ его монтажа в горизонтальной скважине
RU2485310C1 (ru) * 2012-08-24 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ исследования скважины
RU2544923C1 (ru) * 2013-12-02 2015-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин
RU2560003C1 (ru) * 2014-07-09 2015-08-20 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине
RU2581852C1 (ru) * 2014-11-06 2016-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6618677B1 (en) Method and apparatus for determining flow rates
US11060387B2 (en) Determining fluid allocation in a well with a distributed temperature sensing system using data from a distributed acoustic sensing system
RU2179637C1 (ru) Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления
CA2864964A1 (en) Method of conducting diagnostics on a subterranean formation
US11556612B2 (en) Predicting material distribution in a hydraulic fracturing treatment stage
NO325069B1 (no) Fremgangsmate for a optimere produksjonen fra et flerlags reservoarsystem ved kvantitativ analyse av reservoaregenskaper
US9194220B2 (en) Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto
US8146656B2 (en) Method to measure injector inflow profiles
US11162352B2 (en) Detecting a screen-out in a wellbore using an acoustic signal
US8011430B2 (en) Method to measure injector inflow profiles
RU2460878C2 (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
RU2680566C1 (ru) Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта
RU2703055C1 (ru) Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН
US20140157882A1 (en) Distributed temperature sensing with background filtering
EP2772610B1 (en) Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits
RU2651647C1 (ru) Способ определения параметров ближней зоны пласта
RU2189443C1 (ru) Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта
RU2243372C1 (ru) Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин
CA3096628A1 (en) Real-time fracture monitoring, evaluation, and control
RU2246613C1 (ru) Способ контроля герметичности нагнетательной скважины
RU2151856C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2269000C2 (ru) Способ определения проницаемых зон скважины
RU2151866C1 (ru) Способ исследования нагнетательных скважин (варианты)
RU2734202C1 (ru) Способ исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах
RU2515641C1 (ru) Способ исследования горизонтальной скважины