Способ исследования продуктивных интервалов пласта и устройство для его осуществления

 

Союэ Советских

Социалистических

Реслублин (61) Дополнительное к авт. с вид-ву

{51)h4. Кл. (22) Заявлено 11.12.80 . (21) 3224о1 /22 03

Е 21 В 4 Ц00 с присоединением заявки J6

3Ьаударстеакый каиктет

СССР (23) Приоритет

Опубликовано 23.12.82 Бюллетень № 47

1 (53) УДК 622.241 (088.8) ао делам изобретений и аткрыткй

Дата опубликования описания 23.12.82

Ф

Х

Т. Г. Габдуллин, И. Г. Жувагин и K.,.Ò, :-Хамэин .

)

Всесоюзный научно — исследовательский ййс ги1гут неф.гепромысловой геофизики (72) Авторы изобретения (71) Заявитель (S4) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ИНТЕРВАЛОВ

ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУ111ЕСТВЛЕНИЯ

Изобретение относится к геофизическим и гидродинамическим исследованиям действующих скважин.

Известен способ определения расхода притекаюшей из отдельных интервалов жидкостй и места поступления воды к.забою нефтяной скважины, оснований на методах расходометрии и влагометрии (плотнометрии).

В скважину до продуктивных интервалов на каротажном кабеле опускают скважинный комплексный прибор, измеряющий величину расхода восходящего по стволу скважины водонефтяного потока и процентное содержание воды в нем. В зависимости от величины дебита скважины и процентного содержания воды в продукции в данном способе могуг быть использованы пакерные или беспакерные приборы.

В качестве чувствительного элеменга измерителя расхода используется гидродинамическая турбина (получившая наиболыиее распространение), а в качестве измерителя вла.госодержания — диэлектрический влагомер (состоящий из проточного конденсаторного дат2 чика, включенного в колебательный контур измерительного генератора) .

При перемещении прибора по стволу скважины в продуктивных итггервалах (интервалах перфорации) записывают величину расхода и

5 влажности. По резульгагам этих измерений строят интегральный профиль притока продукции в координагах глубина скважин — дебит, показывающий суммарный дебит жидкости, иригскаюшей из интервалов, находящихся ниже точки расположения прибора, и интегральную кривую изменения влагосодержания в координагах глубина, скважины — процентное. содержание воды в продукции, показываюшую величину процентного содержания .воды в

15 жидкости, притекающей из интервалов, находяшихся ниже точки расположения прибора.

Лалсс по данным ингсгрального профиля стоят дифференциальный профиль притока продукции в координатах глубина скважины— удельный лсбиг, а по данным интегрального профиля притока в ингсгральной кривой обводнснносги на дифференциальном профиле

О П И С A Н И Е (и)983260

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

983260 а разобщать их, Все узлы ИПТ управляются вращением и вертикальными движениями колонны труб (2).

К недостаткам известных способа и уст5 ройства относятся; необходимость извлечения насосно — компрессорных труб (НКТ) и насоса иэ скважины; непрерывное изменение режима добычи продукта иэ пласта, так как депрессия на пласт непрерывно уменьшается, а приток затухает по мере заполнения полости труб, на которых ИПТ спущен в скважину; для перехода на новый интервал исследования необходимо произвести спуско †подъемн операции ИПТ и колонны труб, на которых

15 он спускается в скважину.

Целью изобретения является повышение точности и сокращения времени исследования.

Поставленная цель достигается тем, что, согласно способу исследования продуктивных

20 интервалов пласта, включающему последовательную изоляцию интервалов перфорации и определение расхода и влагосодержания жидкости; производят поочередно при изоляции каждого интервала определение на устье е 25 скважины расхода и влагосодержания жидкости, поступающей со всех оставшихся неизолированных продуктивных интервалов, после чего определяют интегральный и дифференциальный профили притока и кривую изме30 нения влагосодержания, по которым выделяют интервалы притока нефти и воды. притока продукции выделяют удельные объемь притока воды и нефти в отдельности (1).

Наиболее распространенные скважинные расходомеры с турбинным преобразователем расхода дают результаты, отличные от истинного значения расхода иэ — за изменения вязкос ти жидкости в стволе скважины. А величина вязкости водонефтяной смеси зависит не только Ьт вязкости отдельных компонентов (воды и нефти) и их процентного соотношения, но и от структуры и режима движения потока, которые зависят от многих факторов, учет которых практически невозможен.

На показание скважинных влагомеров и плотномеров оказывают влияние многие факторы: физические свойства отдельных компон тов смеси (плотность, вязкость величина поверхностного натяжения и т. д.), величина . относительной скорости отдельных компонентов (воды и нефти), структура и режим движения водонефтяного потока, уровень, столба стоячей воды в скважине и т. п.

Поэтому скважинные влагомеры и плотномерь не всегда дают истинные результаты значения процентного отношения воды и нефти в поток

Это приводит к принятию ошибочных решении как по определению расхода притекающей иэ отдельных интервалов жидкости, так и по определению места поступления воды в скваж ну.

Известен способ исследования, основанный на использовании трубного испытания пласта (ИПТ).

Сущность способа заключается в следующем.

В скважину на пустых трубах спускают

35 испытательное оборудование с двумя пакерами.

После достижения интервала перфорации, его изолируют с помощью двух пакеров, затем сообщают с полостью пустых труб, и жид40 кость из пласта под действием пластового давления поступает в трубы. По мере роста столба жидкости в трубах интенсивность притока затухает. Затем клапан закрывают, оборудование извлекают из скважины и исследуют

45 поступающую в трубы жидкость. Для исследования следующего интервала ИПТ спускают на новый интервал и повторяют те же операции. Так повторяют дпя каждого новою интервала, так как нужно отобрать пробу для анализа из каждого интервала и опорожнить трубы.

Для осуществления известного способа используется трубный испытатель пластов HILT, состоящий из двух надувных пакеров, которые при вращении труб раздуваются и изолируют интервал перфорации клапанного механизма, позволяющего сообщать изолированный интервал скважины с полостью труб, а также

В устройстве для реализации способа, содержащем цилиндрический корпус и надувные пакеры, в верхней части корпуса выполнена заполненная жидкостью камера с размещенным в ней подпружиненным поршнем со штоком и ловильной головкой, а в корпусе выполнены боковые каналы для сообщения полости корпуса с затрубным пространством и надпоршневой полости камеры с пакерами, причем ( в канале для сообщения надпоршневой полости камеры с пакерами установлены обратный клапан и капиллярный дроссель.

На фиг. 1 показано устройство, рабочее положение в скважине; на фиг. 2 — то же, продольный разрез.

Предлагаемый способ исследования основан на том, что поочередно изолируются с помощью устройства, спущенного на забой скважины, отдельные интервалы перфорированной зоны скважины и на устье производят измерение расхода и влагосодержания жидкости, поступившей со всех продуктивных интервалов, кроме изолированного. Для измерения расхода и определения процентного содержания воды в продукции может быть использован объемный метод определения общего дебита и количества воды в продукции.

983260

Такие измерения производят каждый раз после изоляции отдельного интервала скважины и один раз при работе всех продуктивных интервалов, т. е. когда ни один из интервалов не изолирован.

Устройство для реализации способа состоит из трубчатого корпуса 1, на котором установлены два надувных резиновых пакера 2 (показаны в рабочем положении). В верхней части корпуса выполнена цилиндрическая камера, в которой установлены поршень 3 и пружина 4.

Поршень соединен со штоком 5, заканчивающимся ловильной головкой 6. Полость цилиндра над поршнем 3 соединена с полостями пакеров 2 через канал 7, выполненный в корпусе. Между полостью над поршнем и каналом 7 связь сосуществляегся через капиллярный дроссель 8 и обратный клапан 9. На корпусе выполнено боковое отверстие 10 для выхода жидкости, поступающей из нижележащих интервалов перфорации.

Для утяжеления корпуса к нему присоединен трубчатый утяжелитель 11. Полость над поршнем и все связанные, с ней полости и каналы заполнены жидкостью, например маслом. .Реализация предложенного способа с помощью предложенного устройства осуществля4тся следующим образом.

Устройство на кабеле спускают на забой 50 ,кважины перед спуском HKT с насосным оборудованием (в механизированных скважинах) или без него (в фонтанных скважинах), отцепляют и оставляют на забое. Для проведения исследования в скважину через НКТ или межтрубное пространство спускают на кабеле ловильное приспособление, когорое захватывает ловильную головку 6. Далее делают подъем устройства до интервала, когорый нужно изолировать. При этом масло под действием gg веса корпуса 1 из полости над поршнем

3 нагревается через дроссель 8 и канал 7 в полости пакеров 2 (обратный клапан 9 за крыт), которые раздуваются до сгенки скважиМг и изолируют стенки между пакерами. 45

Дроссель служит для задержки времени полного раздутия пакеров, необходимого для доведения устройства к изолируемому интервалу. Величина давления нагнетания масла будет определяться весом корпуса 1, усилием пружины 4 и кольцевой активной площадью поршня 3. Для увеличения давления используется утяжелитель 11.

После изоляции данного интервала на устВе скважины производят замер дебита и анализ

55 пробы, отобранной при работе скважины в данном режиме, на содержание воды. а также других компонентов, вплоть до химического состава и микроанализа. Далее подобные работы проводят, изолируя другие продуцирующие интервалы скважины.

Для переустановки устройства на другой интервал ослабляют натяжение, ловильной головки до йуля. При этом корпус устройства удерживается на стенке скважины пакерами 2, а поршень 3 под действием сжатой пружины 4 и давления масла, действующего иэ полостей пакеров через канал 7 и обратный клапан 9, смещается вниз. Пакера уменьшаются в диаметре, связь со стенкой скважины прекращается и устройство опускается на забой. На забое устройство приходит в исходное положение.

Для установки устройства на новый интервал делают подъем за головку 6. Дроссель 8 обеспечивает время торможения, необходимое для доведения устройства до нового интервала.

По данным всего комплекса проведенных исследований строят профиль притока продукции в скважину в координатах глубина скважины — дебит, из данных этого профиля (интегрального) строят дифференциальный профиль притока в отдельности, по воде и нефти.

Использование изобретения позволит уменьшить расход времени и средств для определения Mecra притока воды в скважину и ее дебита.

Формула изобретения

1. Способ исследования продуктивных интервалов пласта, включающий последовательную изоляцию интервалов перфорации и определение расхода и влагосодержания жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и сокращения времени исследования, производят поочередно при изоляции каждого интервала определение на устье скважины расхода и влагосодержания жидкости, поступающей со всех оставшихся неиэолированных продуктивных интервалов, после чего определяют интегральный и дифференциальный профили притока и кривую изменения влагосодержания, по которым выделяют интервалы притока нефти и воды.

2. Устройство для исследования продуктивных интервалов пласта, содержащее цилиндрический корпус и надувные пакеры, о тличающееся тем,чтовверхней часги корпуса выполнена заполненная жидкостью камера с размещенным в ней подпружинен; ным поршнем со штоком и ловильной головкой, а в корпусе выполнены боковые каналы для сообщения полости корпуса с затрубным пространством и надноршневой полости камеры с пакерами, причем в канале для сообще983260

ВНИИПИ Заказ 9862/36 Тираж 623 Подписное

Филиал ППП "Патент", г. Ужтород, ул. Проектная, 4 ния надпоршневой полости камеры с пакерами установлены обратный клапан и капиллярный дроссель.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Руководство по применению промысловогеофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений, М., "Недра", 1978..

3 2, Ясатин А. М. и др. Испытание скважин.

М., "Недра", 1967, с. 107 (прототип),