Способ определения предельного напряжения сдвига нефти

 

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СДВИГА НЕФТИ, включающий регистрацию на забое скважины восстановления давления после остановки скважины и изменения давления в процессе закачки жидкости в скважину, отличающийс я тем, что, с целью повьшения точности определения предельного напряжения сдвига нефти, после восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти пускают скважину в работу и регистрируют давление начала притока нефти из пласта, после чего скважину останавливают на время большее времени релаксации нефти и регистрируют давление начала поступления нефти в пласт в процессе закачки жидкости в скважину, а предельное напряжение сдвига определяют из следукяцего соотношения .Р:% О) где лРд - предельное напряжение сдви- В га нефти, МПа, Р. - давление начала поступления 2 нефти в пласт, МПа; Pg - давление начала притока нефти из пласта, МПа.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (И) (б() E 21 В 47/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И 01 КРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСНОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ( (сэ Рсэ

О Я где ьРо предельное напряжение сдвига нефти, ИПа, давление начала поступления нефти в пласт, ИПа, давление начала притока нефти из пласта, МПа. ( сэ

2 сэ (21) 3613123! 22 — 03 (22) 05.05.83 (46) 23.07.84 ° Бюп . Ф 27 (7 2) В.И. Дорофеев, Ю.П. Кисля ков и О.С.Герштанский (») Казахский государственный научно-исследовательский и проектный

Институт нефтяной промьппленности (53) 622.276 (088 .8) (56) 1. Шагиев P .Г. и др . Исследование скважин месторождений пеньсо° (оновских нефтей на установившихся режимах. Труды УНИ, вып. 17, Уфа, 1974.

2.. Ентов В.И. и др. Определение начального градиента давления при движении нефтей в пластовых условиях. — Нефтяное хозяйство", 1971, 11(9, с. 53-55. (54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СДВИГА НЕФТИ, включающий регистрацию на забое скважины восстановления давления после остановки скважины и изменения давления в процессе закачки жидкости в скважину, отличающийс я тем, что, с целью повышения точности определения предельного напряжения сдвига нефти, после восстановления давления в течение âð(мени большем времени релаксации нефти пускают скважину в работу и регистрируют давление начала притока нефти из пласта, после чего скважину останавливают на время большее времени релаксации нефти и регистрируют давление начала поступления нефти в пласт в процессе закачки жидкости в скважину, а предельное напряжение сдвига определяют из следукяцего соотношения

1104253

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при изучении структурно-механических свойств нефти гидродинамическими методами исследования скважин.

Известен способ определения предельного напряжения сдвига нефти путем исследования нефтяных скважин методом установившихся отборов f1) . 1О

Данный метод связан с большими затратами времени.

Наиболее близким по своей технической сущности к предлагаемому является способ определения предельного напряжения сдвига нефти путем снятия в скважине двустороннего восстановления забойного давления .

Известный способ включает операции: спуск прибора на забой, останов- о ку скважины, регистрацию восстановления давления после остановки, закачку нефти, остановку закачки нефти, регистрацию падения давления после закачки и подъем прибора на поверхность.

Далее осуществляется интерпретация диаграмм давления, а предельное напряжение сдвига нефти определяется чсходя иэ соотношения в.п. н.п. ьР (1) рр где P — верхнепредельное стабилизи. сэ рованное давление по кривой падения давления посл З5 прекращения закачки конн,п, денсата, MIIa >

P — нижнепредельное стабилизис3 рованное давление по кривой восстановления давления после остановки скважины, работающей на приток, MIIa f2) .

Известный способ обладает рядом существенных недостатков. При снятии

45 кривых восстановления и падения давления после остановки скважины и после закачки конденсата регистрируется изменение давления в процессе затухания фильтрации нефти в пласте.

Нефть после длительной фильтра ции в пористой среде на максимальной скорости постепенно переходит в состояние покоя. Стабилизация кривых восстановления и падения давления, т .е. 55 прямолинейный участок, наблюдается в момент прекращения фильтрации нефти в пласте. Поэтому предельное напряжение сдвига нефти, определяемое согласно соотношения (1), в известном способе не является тем предельным напряжением сдвига нефти, при котором начнется фильтрация нефти, находящейся в состоянии покоя в течение. некоторого времени.

Объясняется это следующим. Известно, что асфальтено-содержащие нефти обладают свойством структурообразования, причем после полного разрушения структуры такая нефть фильтруется как обычная ньютоновская жидкость.

После прекращения фильтрации структура в нефти восстанавливается в течение некоторого времени — времени релаксации. Так, для Узеньской нефти (скважина 1215) время полного восстановления структуры 20 ч.

Для того, чтобы возобновить фильтрацию нефти с восстановленной структурой, потр ебуется значительно большее предельное напряжение сдвига, чем замеряемое в момент прекращения фильтрации, когда нефть имеет разрушенную структуру.

Отсюда очевидно, что для пуска скважины, простаивающей в течение времени, достаточного для полного восстановления структуры нефти, необходимо в момент пуска создать забойное давление, гораздо меньшее обычного рабочего.

Кроме того, недостатком известного способа является то, что определяемое с использованием кривых восстановления и падения давления значение предельного напряжения сдвига является интегральным и его невозможно привязать к какому-нибудь интервалу многопластового разреза.

Цель изобретения — повышение точности определения предельного напряжения сдвига нефти.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения предельного напряжения сдвига нефти, включающему регистрацию на забое скважины восстановления давления .после остановки скважины и изменения давления в процессе закачки жидкости в скважину, после восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти пускают скважину в работу и регистрируют давление начала притока нефти из пласта, после чего скважину останавливают на время большее

1104253 где РΠ— предельное напряжение сдвига нефти, МПа, !

P — давление начала поступления сэ нефти в пласт, .МПа, P — давление начала притока нефти из пласта, МПа.

Последовательность операций при осуществлении предлагаемого способа следующая. Скважина останавливается в нее спускаются спаренные глубинйый манометр и дебитомер и устанавливаются против исследуемого пласта. Производится регистрация восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти.

Проводится пуск скважины, одновременно регистрируется изменение забойного давления и фиксируется глубинным дебитомером начало притока нефти из пласта. 30

Скважина останавливается и производится регистрация восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти.

Проводится закачка жидкости (нефти, конденсата) в скважину, одновременно регистрируется изменение забойного давления и фиксируется глубинным дебитомером начало поступления нефти в пласт. 40

Закачка жидкости прекращается

Приборы извлекаются на поверхность.

Проводится интерпрет,;жя кривых изменения давления при пуске скважины в работу и закачке жидкости сов- 45 местно с показаниями дебитомера: по фиксированному времени начала притока из пласта и поступления нефти в пласт определяется давление начала 2 притока нефти из пласта (P ) и дав- 50 ление начала поступления жидкости ! в пласт (P. ) .

Предельное напряжение сдвига определяют исходя из соотношения р! Я

bPî 2 сэ Рсэ (2) ! где P — давление начала поступления жидкости в пласт, МПа, 15

35 времени релаксации нефти и регист1 рируют давление начала поступления нефти в пласт в процессе закачки жидкости в скважину, а предельное напряжение сдвига определяют из 5 следующего соотношения: ! сэ сэ ро

P — давление начала притока сэ нефти иэ пласта, МПа.

В многопластовом разрезе вышеизложенная последовательность действий повторяется при исследовании каждого пласта или группы одинаковых по проницаемости пластов. Возможна модификация замера, в которой дебитомер в процессе проведения операции пуска скважины и закачки в нее жидкости перемещается от одного пласта к другому после фиксации начала притока или поступления жидкости в пласт.

Предлагаемый способ опробован на скважине 1215 Х1У горизонта месторождения Узень. Исследуемые пласты находятся на глубинах 1200-1203 и и 1210-1212 м. Верхний пласт имеет проницаемость О, 1 мкм нижний пласт Z

0,02 мкм До проведения исследований дебит скважины по нефти составил 20 т/сут при забойном и пластовом давлении 9,0 MIIa и 12,0 ИПа соответственно.

После остановки в скважину спус-. тили спаренные глубинный манометр и дебитомер. Дебитомер установили против верхнего пласта на глубине

1201,5 м. В течение 32 ч регистрировали восста новл ение давления . (Время восстановления структуры нефти порядка 20 ч) .

При пуске скважины по счетчику дебитомера зафиксировали начало поступления нефти иэ верхнего пласта.

Дебитомер установили против нижнего пласта на глубине 1211 м и зафиксировали начало поступления нефти иэ нижнего пласта. Скважину остановили на 32 ч.

Затем дебитомер снова установили протиь верхнего пласта (1201,5 м) и начали закачку в скважину конденсата. По счетчику дебитомера зафиксировали начало поступления конденсата в пласт. Дебитомер установили против нижнего пласта на отметке

1211 м, зафиксировали начало поступления конденсата в нижний пласт и остановили закачку.

После закачки конденсата провели операцию регистрации падения давления. Это сделано с целью определения предельного напряжения сдвига способом двустороннего восстановления и возможного сопоставления параметров.

1104253

1О

20 — 2,0 МПа.

11,4-10,6

= 0,4 МПа.

Составитель И.Карбачинская

Техред А, Ач Корректор А.Тяско

Редактор А.Козориз

Подписное

Заказ 5175/22 Тираж 565

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Затем приборы подняли на поверхность.

По кривой изменения давления, записанной при закачке конденсата, с учетом времени, зафиксированного по дебитомеру, определили .давление начала поступления конденсата в

1в пласты: в верхний Р . = 11,8 MIa1 и нижний Р = 13,0 МПа.

По кривой изменения давления, записанной при пуске скважины, с учетом времени начала притока определили давление начала притока нефти яв из верхнего Р = 10,2 МПа и нижнего

Р = 9,0 ИПа пластов.

Ъ

Определили предельное напряжение сдвига для верхнего пласта ьРО

11,8-10, 2

= 0,8 МПа и нижнего

1 . 13,0-9,0 пласта ьР о 2

Для сопоставления рассчитывают предельное напряжение сдвига нефти способом двустороннего восстановления давления.

По кривой падения давления после закачки конденсата определяют верхнепредельное стабилизированное давление Р = 11,4 МПа, по кривой восставп новления давления после остановки скважины — нижнепр едельное стабилизированное давление P " = 10,6 МПа.

По соотношению (1)расчитано предельное напряжение сдвига a Po

Предлагаемый способ по сравнению с известным позволяет определить 40 предельное напряжение сдвига в любой момент релаксации нефти, что достигается возможностью пуска скважины и закачки конденсата в любой момент релаксации нефти, в том числе и при полном восстановлении структуры (максимальное значение). В рассматриваемом примере максимальное предельное напряжение сдвига в 2 раза по верхнему и в 5 раз по нижнему пласту больше, чем интегральное для обоих пластов, определенное способом двустороннего восстановления давления.

Из примера видно, что предельное напряжение сдвига существенно зависит от проницаемости пласта.

Предлагаемый способ обеспечивает возможность определения предельного напряжения сдвига для отдельных пластов многопластового разреза, имеющих различные проницаемости.

Определение предельного напряжения сдвига нефти предлагаемым способом позволяет расчитать максимальную де- прессию и запроектировать оптимальную технологию освоения добывающих скважин, находящихся в простое в течение времени большем времени релаксации нефти, а также установить оптимальные режимы работы добывающих скважин, обеспечивающие максимальный охват выработкой всех пластов многопластового разреза.

Так, например, использование значений предельного напряжения сдвига нефти с полностью восстановленной структурой, определенных данным способом, позволило только при освое.нии шести добывающих скважин (месторождение Узень), находившихся в простое в течение нескольких суток, за счет подключения низкопроницаемых пластов в работу, дополнительно добыть за год 10808 т нефти и получить экономический эффект 11,3 руб/т, а .годовой экономический эффект

534 тыс. 152 руб.