Способ определения нефтеводосодержания пластовой жидкости

 

(72) Авторы язобретеняя

Г ! (° °

A.Ñ. Лапшин, Г.А. Бабалян и У.И. Байков

:. . : GQ Nuс ЯЦ Ц фЯффф

1 (7! ) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕВОДОСОДЕРЖАКИЯ

ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ

Изобретение относится к горной промышленности, конкретно к испытанию и исследованию скважин и пластов с помощью пластоиспытателей.

Известны способы определенйя нефтеводосодержания жидкости, добытой при исследовании пласта пластоиспытателем, т.е. отношение объема нефти к объему пластовой воды. Согласно способу комплект узлов пластоиспытв-. теля с пакерами спускают в скважину на трубах, гериетичность соединений которых контролирует по изменению уровня жидкости в кольцевом затрубном пространстве на устье скважины, а водонефтесодержание жидкости, полу

В !

5 ченной в трубы из пласта в процессе его испытения, - путем вытеснения этой жидкости иэ труб на поверхность, обратной циркуляцией промывочной жидкости, где она имеет возможность отстояться и разделиться на фазы.

Однако этот способ определения нефтеводосодержания является весьма

2 трудоемким, так как он требует остановки процесса подъеиа труб, открытия цмркуляционного клапана путем бросания внутрь труб штока или путем создания превышения давления в трубах над затрубным давлением, присоединения к верхнему концу труб трубопровода до запасной емкости (если она ииеется), создания перепада давления подкачкой в затрубнов пространство проиывочной жидкости, ожидания слива в запасную емкость водонефтяной смеси с постоянным отборои проб, чтобы не допустить туда попадания промывочной жидкости и отстаивания водонефтяной сиеси до разделения ее фаэ и определения количества нефти, воды и их соотношения.

Учитывая большую трудоемкость этого способа и большие затраты времени на него этот способ применяется Весьма редко.

Известен также способ определения нефтеводосодержания, заключаю3 90 щийся в том, что собирают и опускают в скважину на трубах комплект узлов пластоиспытателя, состоящий из забойного башмака-заглушки, хвостовика, фильтра, пакера, ясса, переводника для установки глубинного манометра, испытателя пластов, запорного клапана, 2-3 свечей труб, циркуляционного переводника.

При дальнейшем наращивании колонны труб и спуска ее в скважину, резьбовые соединения труб смазывают консистентной смазкой и крепят механическими или машинными ключами..

8 процессе спуска и при последующем ожидании притока постоянно контролируют герметичность колонны путем проверки наличия уровня жидкости в кольцевом пространстве на устье скважины (понижение уровня говорит о подтоке жидкости в трубы из затрубного.пространства через негерметичные соединения труб), При достижении забоя приклады" вают нагрузку от веса труб на узлы пластоиспытателя, в результате чего пакеры селективно разобщают испытываемую зону скважины от остального его ствола, а затем открывается впускной клапан испытателя пластов и жидкость из последуемого пласта под действием разности пластового давления и давления в трубах проходит через узлы пластоиспытателя и заполняет частично пустую полость труб, на что затрачивается определенное время, называемое "ожиданием притока".

Затем с помощью специального запорного клапана или клапана самого испытателя пластов приток жидкости закрывают и с целью построения кривой восстановления давления вымерживают скважину на определенное время "ожидания восстановления давления".

После окончания исследования пласта освобождают пакер и начинают поднимать трубы с находящимися в них пластовыми жидкостями и узлами пластоиспытателя. При подъеме испытательного инструмента непрерывно доливают жидкость в эатрубное пространство с целью предотвращения поршневания и дренирования пласта. При появлении труб с жидкостью на поверхности считают сколько свечей (свеча-соединение 2 или 3, труб

33

55

50-250 м столба жидкости или через

0,5-2,5 м ее объема в бурильных трубах.

Тонность определения также определяется за счет неучтенного подтока жидкости иэ затрубного пространства через негерметичные соединения труб.

В результате этого содержание нефти и нефтеводосодержание оказывается заниженным в 5-70 и более раз по сравнительно с ее действительным содержанием, что несомненно приводит к неправильной оценке промышленной значимости испытываемого пластаобъекта и в отношении малодебитных пластов с дебитом 10-30 мэ/сут очень часто принимаются по этим заниженным данным решения о ликвидации скважин, как непродуктивных.

Цель изобретения - повышение точности определения нефтеводосодержания пластОВой жидкОсти .

Цель достигается тем, что определяют дебит подтока жидкости, характеризующий степень герметичности соединений труб, подъем труб с пластоиспытателем производят до появления жидкости на поверхности, затем подъем

7227 4 длиной 25 или 37 м) поднято пустыми, сколько - с глинистым раствором или с водой, с фильтратом, с нефтью, отмечают степень раэгаэирования жидкости в трубах (качественно), определяют объемы поднятых жидкостей (по количеству свечей), регистрируют .изменение удельного веса жидкости в трубах путем отбора проб

15 подъема труб на поверхность нефть и вода не успевают разделиться по своим удельным весам в должной иере и в верхней части столба жидкости оказывается лишь небольшая часть нефти, а ее основная масса часто еще находится в смеси с водой, фильт. ратом и глинистым раствором в виде эмульсии и ее объем определить не удается, низкая точность определения объема воды, фильтрата глинистого раствора или. Другой заменяющей его промывочной жидкости, поскольку контроль за удельным весом (плотностью) путем отбора проб осуществляется через 2-5 свечей, т.е. через

907227 6 останавливают и, после выхода иэ жидкости свободного газа в трубы спускают плотомер, по полученной плотнограмме определяют средневзвешенное значение по столбу жидкости плотность водоне(ртяной смеси, а затем определяют нефтесодержание и долю воды в водонефтяной смеси по формулам:

t0 о н Pg- frat >5 Рсм Ь

"ь Ром Ри т(тЧи Рэ-P„ где V,VH - объемы воды и нефти соответственно, м ;

PS P - плотность добчтых из пласта воды и нефти, г/см

- средневзвешенная плотGM ность жидкости по столбу водонефтяной смеси,7/см

Кроме того, с целью использования способа в скважинах, содержащих

1$ суспенэированную промывочную жидкость„ отбор проб производят по всему столбу жидкости, в отобранных пробах осуществляют разделение фаз, напри"мер, центрифугированием и определяют их соотношение H плотности.

Способ осуществляет следующим образом.

Производят спуск узлов пластоиспытателя в скважину на трубах, при котором колонны труб перед наращи- И ванием очередной трубы или свечи ее резьбовые соединения уплотняют с помощью герметизирующего материйла (пеньковый или льняной шнур, пленка ФУМ и др.), крепят механическими или машинными ключами и перио" дически проверяют при спуске колонны степень. ее герметичности с помощью газового счетчика, региетрируя по выходу. воздуха из труб минимально допустимый дебит подтока жидкости в трубы, который затем учитывают при интерпретации и который должен быть к концу спуска колонны не более

0,0 л/с, (что соответствует; so

2 м /сут), в если ои более этого предела, обнаруживают места негерметичности, устраняют ее причину.

При достижении забоя по известной технологии производят посадку пакера, испытание пласта-объекта на приток и на восстановление давI ления, снятия пакера и подъем и инструмента. При появлении на поверхности труб жидкости дальнейший подъем останавливают, определяют общий объем притока жидкс=ти в процессе испытания пласта и, после окончания выхода из жидкости свобод" ного газа, находящегося в ней в виде пузырьков, спускают в электрокабеле внутрь труб геофизической прибор, например гаммаплотномер, который регистрирует по всему столбу жидкости над пластоиспытателем значения плотности водонефтяной смеси полученной из пласта.

По данным плотнограммы определяют средневзвешенную по столбу плот-... ность водонефтяной смеси по формуле

Р,„=(ДР,,); (," .) где Р - средняя плотность в инJ4 тервале глубины h„, г/см

Отбирают пробы нефти и пластовой воды, определяют среднее значение их плотностей 1 и f,,а затем опре деляют нефтеводосодержание и долю воды в объеме водонефтяной смеси пластовых жидкостей по формулам (1), бсли, кроме смеси пластовой воды и нефти, в трубах имеются другие жидкости: промывочная жидкость, ее

Фильтрат, техническая вода, необходи мо отобрать их пробы. определить их объемы по плотнограмме и по аналогичным же формулам определить долю н 2фти в каждой иэ жидкостей и долю этих жидкостей в смеси их с нефтью.

Для этого используются приведенные (рормулы (1) и (2}, в которых вместе индекса воды в пишется поочередно индекс каждой из упомянутых жидкостей.

При наличии, кроме нефти и воды, промывочной и других жидкостей в трубах, с целью контроля и повы00ения точности способа, при дальнейшем подъеме труб в начале развийчиваяия резьбового соединения каждой трубы отбирается проба жидкости в объеме не менее 0,5 л, определяется ее удельный вес и с помощью центрифугирования, добавления деэмульгаторов и т.п. осуществляют определение объема нефти в пробе жидкости и определение плотности нефти и данной жидкости арсометром, что является проверкой и уточнением общего содержания нефти и воды в добытой пластоиспытателем жидкости из пласта, пу"

7 9072 тем использования приведенных формул.

В конце подъема пластоиспытательного инструмента из скважины производятся операции по извлечению глубинных манометров, по промывке узлов пластоиспытателя и по подготовке их для новых исследований в скважине.

Поскольку в процессе подготовки скважины к испытанию и при ее преды- 10 дущей эксплуатации в забойных зонах может скопиться повышенное содержаwe воды извлекаемое при первом цикле испытания, второй и даже третий циклы испытания необходимо про- 1з вести для повышения точности и достоверности метода, причем более поздний цикл испытания, как правило, дает более точное значение содержа" ния воды, ю

Пример, Исследования скважины Ю 599, которые проводились в конце 1979 года. Второй пласт угленосной свиты в интервале перфорации

1255, 5-1257,6 м испытан путем двух циклов работы пластоиспытателя типа

КИИ-95 (комплекта испытательных инструментов), диаметром 95 мм, состоит из клапанных, пакерных и дру" гих устройств для работы в скважинах диаметром 110-170 мм. Главный узел КИИ называется испытателем пластов и поэтому комплект часто на. зывают испытателем пластов или пластоиспытателем, I цикл. В начале спуска КИИ в скважину на трубах периодически присоединяют к верхней трубе газо" вый счетчик ГСБ-400 (IOCT 6463-53) с пределами измерения 0-400 л/ч (до 9,6 мЗ/сут). При этом в начале спуска подток жидкости не отмечен, а в конце спуска подток увеличился за счет негерметичности труб и достиг 0,75 м /сут.

Ъ

Этот дебит подтока при последующей интерпретации результатов ис-.пытания учтен путем вычитания из среднего дебита притока, который с учетом этой корректировки определен 50 в 193,4 м /сут, пластовое давлениев 4,39 ИПа, гидропроводность по данным КВД равна 15 ° 10 м /с ИПа. Процент воды в жидкости определен по известному способу и составляет 913 и

Доля воды в жидкости составляет )г — 7- = 0,91, а нефтеводосодержа В

S+ +15

27 8 н

Нее т2- = 0,1. Определяют средневзве

В шенную плотность водонефтяной смеси насыщенность (по данным ), плотности нефти н = 0,8900 и воды

I,1096) . P = 0,267.

В

Кроме того, определяют долю воды в воднонефтеноД снеси: 0,802.

ЧВ

11цикл. Время ожидания притока

5 мин, время ожидания построения

КВД 90 мин, средний дебит притока

120,4 м /сут, пластовое давление

47,9 атм, гидропроводность

20 Д.см/сПа,. процент воды 913 такой же как и в I цикле испытания. По данным плотнограммы, полученной hocле !1 цикла испытания, и отбора проб с нефтью и водой, аналогично вычислены средневзвешенная плотность и нефтенасыщенность (P „)„- = 1,031;

:- -0,652; -д"- - 0,535.

Ч22

В Н

Такие же исследования с помощью платоиспытателя КИИ-95 и Гамма-плотномера проведены на скважинах

IN 1331, 1188 и 90.

Сравнительные данные определения нефтеводосодержания по предлагаемому и известным способам приведены в таблице.

Из таблицы видно, что погрешность по предлагаемому способу значительно меньше погрешности известного, причем повторный цикл исследования даст меньшую погрешностьв что указывает на необходимость второго и даже третьего цикла исследования для малодебитных пластов в испытываемых скважинах, когда в них находится глинистый раствор или другая суспензированная промывочная жидкость.

Если сравнивать повторные данные ббоих способов то видно, что известный способ дает заниженные значения нефтеводосодержания (y>/y ) от 5 до

74 раз и поэтому несомненйо, что при применении этого способа многие промышленные, но малодебитные притоки от 10 до 30 т/сут могли быть оценены как непромышленные и эти разведочные скважины могли быть

9 90 ликвидированы, что нанесло большой урон народному хозяйству.

По данным таблицы также видно, что из-за негерметичности труб недоброкачественными оказались два цикла исследования пластов в скважине Ю 1188 и в скважине У 90, а если бы был использован газовый счетчик для контроля за герметичностью в процессе спуска труб с пластоиспытателем, то неудача по этой причине не произошла бы, так как своевременно была бы замечена и устранена причина негерметичности, При наличии достоверных данных, полученных предлагаемым способом, их можно испольэовать для определения коэффициента нефтенасыщенности пласта (графа 13 таблицы) по данным известной функции Баклея-Леверетта.

Технико-.экономический эффект предлагаемого способа заключается в возможности определения коэффициен.та текущей нефтенасыщенности по данным исследования пластоиспытателя и

7227 10 плотноиера, что является весьма важным параметром для опеоативного контроля за разработкой нефтяных месторождений.

3 Этот способ особенно важен на месторождениях с групповым сбором продукции скважин в общий трубопровод, где нет возможности исследовать каждую скважину в отдельности.

Кроме того, возможно определение за счет повышения точности нефтеводосодержания и нефтенасьаценности, не пропустить промышленный приток нефти в разведочных малодебитных

1з пластах с производительностью от

50 м /сут и менее.

Годовой экономический эффект составит 8,75 млн. руб. Удорожащ ние работ по испытанию, которое сос" тавит не более 2 тыс. руб. на 1 объект (при повторных циклах работа и работе партии плотномера)

2,4 млн. руб. Вычитая эти затраты, и получим чистую экономию б,35 млн.руб, 907227

1

1

I

I

О 9

e »LO о о

ЭЭО аfoс с»о

Z !

X о э с т л О

LA а

Ю а

О\

LA

»

1о

6 О

>О

LA

О1

LA

Ю

С> О

СЧ

an

°

С>

О1 л

LA

»

С>

I 1

1l т о

9 з

)C

1l

X

fX х з х

С> а

LA

6 П

I

fIIJ

X х о

X 9

I» 3 о х г

I

1

1

1 1

9 О

8 X

z в о х

Iv

9 >Е ф

Ю

Ю

С>

Ю ф

С> а

С>

СЧ

ФЧ

Ю л

Ю

Ю сК ю>х а» Ф

Ю С

>х у

v е

>ач>

6Р

Ch

СО

ОЪ

О1

Ю

1

Щ

ОО

OO л л

ОО

Ю

С>

1

I.

Щ о >т

v

fQ

1Щ

О1 л

О 1

Ф л

Ф

ОО О

Ф, CA л

Оа

С7

ОЪ . л

Ф

> Ф

О1 л

Ю

> >

С>

e z с

Ln

О1

К 1 с и

9 ЛГ

1 Ъ

v

Щ с с

1

Щ

I»

З с

4Р л

С>

=Г О\ хл о сп хЧЭ О

Ю

C ф З Il

О ®O fff 8 тф аЧ

° Ь

ФЧ

% аю > л

СЧ

CV

Ю л

1Ч

f>>L

>Ю >

Ю л

IA

С4

4А а

М\

LA

С>!

I

I

I

1

I

I !

I

I

1 ,I

1

О4

Ю

cv

Ю сО л

CV о а

X X !

» с

z v

OO

СЧ сй

>Ъ >

t О

МЪ

> П

Ю

Ю х

»> з

Z дФ

%

X I

ezо

I» Э 1egv хот

>g X

3 (z 1

Ох СО!

ft: i lI о 3 °

Y I о

1 1В v

О Э О

f= ахж о»

I I l î o$ joe

О1 OE а, а

Ф Ь! ай

ФЧ I!

Ч <Ч

> LA

OO O

Ю Ю

Ф О

О1 Щ л л

ОЪ 0Ъ

Ф Е

4Ч 0>>>

OO 1

О> ф а

LA

СЧ I

ОЪ Щ л

Ф Ф

СЧ

Е Ф

1

1

I

l !

I

f

1

1 !

1

I

I

1

I

I

f

1

I !

l

I

l

1

1

1 о

1

1

1

1

1

1

I

1

1

1

1

1

I

1

I.

1

I

1

1

1

I

1

I

f

1

1 !

I

1 х ф ! 1О

: v üc>

З ага

» о ая е о х

1бок хоо х с

fCXX

3 X О

Z I- 3 х э ю

9XO тас

9 с» с

OeX

ezz а>х щ oo

Z fX а1- о

L- X X

X % X

М ф 8

4о7

>ХО ф

z о и

Zve

9 С

Z O1 и о

eoz

O.Z 9 офф с о о ý оа

c cX>

9 зао т с!

ЭОЭ

У

9 9

IXX 9 о g o о, >

I- 9 и

V X 9 о ха

Z fff

Э % fft

9 CL а ф б ctl— о оы

I=os