Способ определения приближения газоводяного контакта к скважине

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик

<>968351

{61) До ол "ит гь се к ав- д-ву— (22) Заявлено 28.04.81 (21)3286453/22-03

1s<) м.кп.

Е 21 В 43/00 с присоединением заявки № (23) Приоритет

Государственный комитет

СССР во делам изобретений и открытий

Опубликовано 23.10.8? .Бюллетень ¹ 3g

1531УДК 550. 83 (088.8 ) Дата опубликования описания 23. 10.82

Ю.A. Журов и К.С. Басниев

Московский ордена Октябрьской Революции и о ден@;.Трудового

Красного Знамени-институт нефтехимической и -юазавОй., промышленности им. И.N. Губкина (72) Авторы изобретения (71) Заявитель (54 ) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИБЛИЖГНИЯ ГАЗОВОДЯНОГО

КОНТАКТА К СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации газовых и нефтяных месторождений и может быть использовано для определения начала обводнения продукции скважины при разработке сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений в условиях водонапорного режима.

Известен способ определения начала обводнения нефтяных скважин путем наблюдения за продвижением контуров обводнения по результатам анализа нефти и грунтовых вод на солесодержание (1).

Недостатком способа является необходимость периодического определения параметров как нефти, так и грунтовых вод

Известен также способ определения положения обводняющихся пластов при эаконтурном заводнении нефтяных месторождений, состоящий- в индикации их местонахождения по увеличению содержания легких фракций углеводородов, например метана, в пробе нефти (2 ).

Недостатком данного способа является трудоемкость и длительность анализа, а также жесткие условия отбора проб сырой нефти.

Наиболее близким к изобретению является способ определения приближения газоводяного контакта к скважине путем периодического отбора проб на устье скважины.

По этому способу на приконтурных скважинах или любых, выбранных для наблюдения, периодически отбирают пробу конденсата из промыслового сепаратора в пробоотборники. В лаборатории пробы дегаэируют и по .стандартным методикам (ГОСТам ) определяют плотность, вязкость и фракционный состав конденсата. Строят графики или составляют таблицы изменения этих свойств во времени.. При уменьшении этих параметров устанавливают, что гаэоводяной. контакт не приближается к скважине, а по их увеличению судят о приближении газоводяного контакта к скважине (3 ).

К недостаткам способа. относятся: необходимость поддержания постоянства режима сепарации при отборе проб;. — влияние на состав газоконденсат-: ной системы в сепараторе характеристик и параметров работы шлейфа скважины (его профиля, пульсации работы, структуры течения s нем двух968351

Для осуществления способа в устье вых газах работающих скважин, выбранных для исследования, периодически определяют содержание.меркаптанов по стандартной методике.

Анализы проводят путем поглощения меркаптанов щелочным раствором хлористого кадмия из газа, отбираемого непосредственно из выкидной линии скважины, и дальнейшим их иодометрическим титрованием,. Сравнивают полученные в разное время данные. При уменьшении концентрации меркаптанов устанавливают, что газоводяной контакт не приближается к скважине, а по ее увеличению судят о приближении гаэоводяного контакта к скважине.

Способ может быть применен для определения начала обводнения участков месторождения. Для этого проводят периодическое определение меркаптанов в газах группы скважин.

Предложенный способ. является простым по исполнению, обладает большой производительностью и оперативностью в проведении исследований, исключает внесение в результаты исследований ошибок, могущих возникнуть при вовлечении в эксперимент промыслового оборудования и за счет промежуточного отбора проб в пробоотборнйки. Он дает возможность проводить исследования с целью определения начала обводнения газоконденсатных месторождений без остановки эксплуатационно-наблюдательных скважин, что дает экономический эффект около

17 тыс. руб. в год на .одну скважину.

Формула изобретения

Способ определения приближения га-, зоводяного контакта к скважине путем периодического отбора проб на устье скважины с последующим их анализом,отличающийся тем,, что, с целью повышений точности определения начала обводнения скважин при эксплуатации сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений в условиях водонапорного режима, в отобранных пробах определяют содержание меркаптанов и по увеличению их содержания судят о степени приближения воды к забою скважины.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

М 181577, кл. Е 21 В 43/00, 1963.

2. авторское свидетельство СССР

Р 310030, кл. Е 21 В 43/00, 1969.

3. Авторское свидетельство СССР 9 47069g, кл. Е 21 В 43/00, 1972. аж 623 . ПодписНое род, ул. Проектная,4

Филиал ППП "Патент", r. Ужго фаэной газоконденсатной смеси, различия скоростей движения газовой и жидкой фаз при расслоенной структуре потока и др. );

- использование в качестве промежуточного звена исследования от- 5 бора проб конденсата в пробоотборникиу трудоемкость процесса разгазиро вания пробы нестабильного конденсата,, сложность определения свойств стабильного конденсата; — ограниченность возможностей проведения большого объема исследований на месторождении вследствии трудоемкости и длительности исследова- 15 ний.

Все это снижает точность определения начала обводнения скважин и участков сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений. 20

Целью изобретения является повышение точности определения начала обводнения скважин при эксплуатации сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений в условиях во- р5 донапорного режима.

Укаэанная цель достигаешься тем, что в отобранных пробах определяют содержание меркаптанов и по увели- чению их содержания судят о степени приближения воды к забою скважины.

Сущность способа заключается в следующем.

Среди сероорганических соединений, сопутствующих природным серо- y водородсодержащим газам и конденсатам, наибольшую долю составляют меркаптаны, которые обладают. высокой растворимостью в жидких углеводоро дах, вследствие чего большая их часть концентрирована в конденсате. йово- 40 е меркаптаны практически нераство- . римы.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений происходит выпадение в пласте жидких углеводоро- 45 дов (конденсата ), которые в значительной мере абсорбируют меркаптаны из газовой фазы. Поэтому разработка raaozowpevca V x месторождений, происходящая без проявления водонапорного режима эксплуатации скважин и участков, сопровождается уменьшением концентрации меркаптанов в добываемом газе. В условиях водонапорного режима приближение к призабойной зоне скважин пластовых вод и . движущейся перед ними конденсатной оторочки приводит к увеличению выноса конденсата в потоке добываемого газа, и за счет этого увеличе- . ния происходит возрастание концентрации меркаптанов в газе, поступающем на устье скважины.

ВИИИПИ Заказ 8071/54 Тир