СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ В ТРУБАХ Российский патент 1998 года по МПК E21B47/04 

Изобретение относится к испытанию и опробованию нефтяных и газовых скважин в процессе бурения.

14 декабря 1992 г. Госгортехнадзор РФ утвердил "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (М. : 1993, НПО, ОБТ), где в разделе "Исследование скважин трубными испытателями пластов" (ИПТ) указано, что испытание проводят без выпуска жидкости долива или пластового флюида на поверхность с максимально возможной депрессией в двухцикловом режиме; технология испытания объекта с выпуском пластового флюида на поверхность применяется при повторном спуске ИПТ для оценки промышленной значимости газо- и нефтенасыщенного пласта.

Таким образом, поставлен вопрос оценки промышленной значимости продуктивного пласта в процессе бурения до спуска эксплуатационной колонны.

Очевидно, что отрицательная оценка промышленной значимости пласта и скважины может быть дана только в случае слабого притока флюида.

Промышленная значимость скважины и месторождения зависит от многих факторов, в том числе и от географического расположения.

Известен метод оценки промышленной перспективности испытываемых объектов при получении понижающих значений давления в конце закрытых периодов при двух- и трехцикловых испытаниях [2]. Двух- и трехцикловые испытания позволяют более уверенно оценивать промышленную перспективность продуктивных горизонтов, т. е. тех, которые по результатам испытания оцениваются как нефтегазонасыщенные. Практически очень трудно дать согласие на отказ от испытания в колонне объекта, оказавшегося продуктивным при испытании в открытом стволе. Для этого необходимы неопровержимые данные о бесперспективности такого объекта. Наряду с этим, трудно согласиться в необходимостью спуска эксплуатационной колонны на объект, который хотя и дал продукцию, но при этом обладает тенденцией к неуклонному понижению давления по мере отбора из него флюида.

Таким образом, важно правильно и тщательно организовать испытание в открытом стволе, добиваться окончательного результата.

Описан пример испытания скважины 4 Минеральная в интервале 5228-5288 м: 1-й открытый период 10 мин; 1-й закрытый период 40 мин; 2-й открытый период 60 мин; 2-й закрытый период 130 мин.

Уровень в трубках повысился на 140 м, отобрали попутный нефтяной газ. Разница между величинами давления в конце первого и второго закрытых периодов составила 6,3 Мпа. Экстрополяция кривых давления дала два значения пластового давления 82,7 и 77,2 МПа, скин-эффект оказался равным соответственно 3,07 и 4,4, что свидетельствует о незагрязненности призабойной зоны. "Излом" графика Хорнера (для второй КВД) свидетельствует о том, что проницаемость удаленной зоны пласта еще ниже, чем проницаемость зоны. Назначать пласт к испытанию в колонне явно нецелесообразно.

Описан также пример испытания скважины 253 Октябрьская в интервале 4895-4896 м.

После повторного (17.08.76) трехциклового испытания давления в конце первого и второго закрытых периодов (61,8 и 58,8 МПа) оказались практически такими же, как и при первом испытании. В конце третьего закрытого периода давление оказалось равным 53,6 МПа. Общая продолжительность испытания составила почти 15,5 ч. За счет притока газа с нефтью объем жидкости с бункерных трубах увеличился на 3,5 м³. По результатам двух испытаний оказалось возможным сделать заключение о том, что фораминиферовые отложения в скважине 253 продуктивны, однако размеры проницаемого участка ствола ограничены; пласт, хотя и имеет область питания с начальным давлением 62 МПа, быстро истощается и поэтому промышленной ценности не представляет. Следует добавить, что после дальнейшего углубления этой скважины и вскрытия верхнемеловых отложений при испытании последних обнаружили аналогичную картину. Даже после многократных кислотных обработок пласты работали с затухающим дебитом. Таким образом, пласты работали с затухающим дебитом и верхнемеловые отложения имели ограниченную проницаемую область, которая быстро истощалась при отборе из нее нефти.

В настоящее время уровень техники не позволяет ставить вопрос об отрицательной промышленной значимости пласта при однократном его опробовании испытателем пластов трубным (ИПТ).

Предлагаемый способ расчета уровня в трубах должен позволять решить этот вопрос за один спуск ИПТ.

Шайбный измеритель докритического течения газа известен давно (в частности, см. В.М. Муравьев "Справочник мастера по добычи нефти". М.: "Недра". 1975, с. 189).

Для определения расхода газа применяют следующую формулу:
,
где d - диаметр отверстия шайбы в мм;
H - высота столба воды в образном манометре, мм;
T - температура газа, K;
ρ - относительная плотность газа по воздуху.

Простота этого прибора позволяет изготовить его в ремонтных мастерских.

Были произведены два замера в Белоруссии.

Замер расхода газа из скважины N 2 Восточно-Первомайской площади 10 февраля 1970 г.: интервал перфорации 4142-4153 м; уровень в скважине отбит на глубине 2232 м.

Замер производился шайбным измерителем докритического течения газа. Дебит расчитан по формуле

где T принято равным 293 K, относительная плотность газа по воздуху принята 1,2.

Расход газа из затрубного пространства

Расход газа из насосно-компрессорных труб (НКТ)

С 5 по 10 февраля средний подъем уровня 12 м/сут, что соответствует притоку жидкости в 145 л/сут или 0,145 м³/сут.

Газовый фактор
(13,1+0,635):0,145 = 13,735:0,145 = 95 м³/м³.

Замер расхода газа из скважины N 72 Речицкой площади. При закрытых НКТ давление в них растет на 20 мм вод. ст. за 5 мин или на 240 мм вод. ст./ч. Затрубное пространство закрыто.

За время замера положение уровня практически не изменяется и остается на глубине 1009 м по отбивке уровня. Объем НКТ считаем постоянным и равным
0,785•0,403²•10•1009 = 1,275•1009 = 1290 л.

Начальное давление на устье примем равным атмосферному или 10300 мм вод. ст.

Приращение давления в НКТ за 1 ч составляет
240 : 10300 = 0,0233 часть.

Часовой приток воды и газа в НКТ составляет 0,0233 часть от объема пустых НКТ или 0,0233•1290 = 30 л/ч (0,72 нм³/сут).

Приток жидкости (воды) в скважину по замеру глубинной лебедкой и поплавком 0,093 м³/сут.

Расчитанный газовый фактор
0,72:0,093 = 7,75 м³/м³.

Изложенные выше расчеты были выполнены в 1970 году. Применим к последнему примеру закон Бойля-Мариотта с некоторой погрешностью, обусловленной дополнительным поступлением незначительного объема газа в пустыре НКТ.

Введем следующие обозначения:
V₁ - начальный объем пустых труб (в примере НКТ);
V₂ - конечный из объем в конце замера при закрытой шайбе;
P₀ - атмосферное (барометрическое) давление, мм вод. ст.;
P₁ - начальное абсолютное давление перед шайбой;
P₂ - конечное абсолютное давление перед зарытой шайбой;
t - время замера при закрытой шайбе;
ΔV - суммарное количество жидкости и газа, поступившее в НКТ за время замера t;
Q - расход воздуха (газа), замеренный прибором.

Очевидно, что ΔV = Q•t.

Условно будем считать, что на объем ΔV был сжат газ (воздушных) в пустых НКТ за счет подъема в них уровня жидкости.

В этом случае V₂= V₁-ΔV, q - объем 1 пог. м НКТ, в примере 1,275 л/м.

По закону Бойля-Мариотта
P₁•V₁= P₂V₂; P₁•V₁= P₂(V₁-ΔV); V₁(P₂-P₁) = P₂•ΔV.

Начальный объем из последнего уравнения
,
где L - длина пустых труб или уровень в них определяется уравнением
.

В последнем примере ΔV = 30 л при t = 1 ч. Абсолютные давления P₁ и P₂ равны атмосферному (барометрическому) давлению плюс отсчет по U-образному манометру H_b (мм. вод. ст.).

Атмосферное давление причем равным 10300 мм вод. ст.

P₁ = 10300 мм вод. ст., газ свободно истекал из НКТ до их закрытия.

P₂ = 10300+240 = 10540 мм вод. ст. по замеру роста давления.

P₂-P₁ = 240 мм вод. ст.

Длина пустых НКТ
.

Фактический уровень глубинной лебедкой и поплавком отбит на глубине 1009 м.

Погрешность замера 1035-1009 = 26 м или
.

Подобная погрешность допустима при опробовании (испытании) скважин ИПТ, особенно в случае слабых притоков флюида. При интенсивном притоке пластовой воды за 30-40 мин может установиться статический уровень, из которого будет продолжать выделяться растворенный газ.

Установив такой факт по предложенному способу, можно применять обоснованное решение о дальнейшем ведении процесса опробования (испытания).

Испытание проводят без выпуска жидкости долива на поверхности с максимально возможной депрессией в двухцикловом режиме (см. "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности).

Требования проведения испытаний без выпуска жидкости и максимально возможной депрессии вполне обоснованы, а требование о двухцикловом режиме нельзя считать обоснованным. Необходимо отметить, что количество циклов не связано с безопасностью работ. Количество циклов испытания (опробования) скважин ИПТ зависит от интенсивности притока флюида. В случае интенсивного притока вполне достаточно одного цикла. Скорость истечения воздуха из бурильных труб с ИПТ зависит не только от скорости подъема динамического уровня, но и от газового фактора, изменяющего в пределах от 10 до 100 м³ на 1 м³ флюида.

До настоящего времени нет приемлемого способа определения уровня в бурильных трубах при работе с ИПТ.

В данном изобретении предлагается такой способ.

Наиболее близкими аналогами являются акустические уравнемеры (Василевский В.Н., Петров А.И. "Техника и технология определения параметров скважин и пластов". М.: "Недра", 1989, с. 180). Однако они основаны на другом принципе: при измерении уровня акустическим методом в затрубное пространство скважины посылается звуковой импульс, создаваемый взрывом порохового заряда на устье. Через некоторое время на поверхности с помощью чувствительного прибора отмечают приход импульса, отраженного от поверхности жидкости в скважине.

Указанный метод применяли в НГДУ "Речицанефть". Импульс создавали сначала закрытием затрубного пространства с присоединенным в нему U-образным манометром с водой и его кратковременным открытием и закрытием. Приход импульса фиксировали по колебанию воды в трубках манометра. Время фиксировали секундомером, который включали при открытии затрубья и выключали при колебании уровней в манометре.

Замеренное время (с) умножали на 160 м/с. Полученные результаты удовлетворяли практическим требованиям, предъявленным к определению уровня в затрубном пространстве при эксплуатации скважин электропогружными насосами. Известный и предлагаемый метод позволил отказаться от использования эхолота.

Причины, препятствующие замеру уровней в бурильных трубах с ИПТ, заключается в усложнении работ по опробованию (испытанию) скважин ИПТ.

Подъем уровня в бурильных трубах фиксируют установленные в них глубинные манометры.

Задача изобретения - замер уровней в трубах в процессе опробования (испытания) скважины ИПТ с целью оперативного решения по открытым и закрытым периодам.

С целью определить поднимающийся уровень жидкости в бурильных трубах за счет притока флюида через ИПТ, выполняют следующие действия.

1. Барометром-анероидом замеряют атмосферное давление P₀ и пересчитывают его в мм вод. ст.

2. По внутреннему диаметру труб уточняют объем 1 пог. м их q.

3. Шайбным измерителем замеряют расход воздуха из труб Q при наибольшем отверстии шайбы и наименьшем давлении H₁. Пересчитывают давление в абсолютное P₁ = P₀+H₁, мм вод. ст.

4. Закрывают отверстие шайбы до подъема давления на 200-250 мм вод. ст., а секундомером замеряют время подъема давления до конечного H₂, пересчитывают его в абсолютное давление P₂ = P₀+H₂, мм вод. ст.

5. Определяют длину пустых труб (уровень) по формуле
м.

Если Q•t = ΔV определено в м³, то и q выражают в м³ на 1 пог. м.

Основной технический результат выразится в том, что процесс опробования (испытания) возможно вести в зависимости от работы пласта и получить за один спуск ИПТ достаточный материал для однозначной оценки промышленной значимости пласта.

Сопоставляя скорость подъема уровня в трубах со скоростью истечения воздуха из них, по газовому фактору возможно оценить нефть или пластовая ввода притекает в трубы.

Можно отметить, что при определении скорости подъема уровня погрешность одного знака, связанная с отклонением от закона Бойля-Мариотта, компенсируется.

При слабом притоке пластовой воды на первый план выдвигается задача отбора ее представленной пробы. С этой целью максимально увеличивается открытый период за счет сокращения закрытого периода.

При слабом притоке нефти путем нескольких циклов пытаются промыть призабойную зону и получить достаточный материал для оценки промышленной значимости пласта.

При интенсивном притоке ограничиваются один циклом.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения: шайбный измеритель с U-образным манометром к нему можно изготовить в механической мастерской. Трубки манометра выполнены из прозрачных пластмассовых трубок. Шайбный измеритель был присоединен к стандартной тампонажной резьбе нестандартной накидной гайкой, которая не обеспечивала герметичности соединения. Шайбный измеритель укомплектовывается стандартной накидной тампонажной гайкой. Секундомер имеется на буровой. Замер атмосферного давления не представляет сложностей, с достаточной точностью его можно применять из сводки погоды.

Длина пустых бурильных труб

Сопоставляя скорость подъема уровня в трубах со скоростью истечения воздуха из них, по газовому фактору оценивают, что проникает в трубы - нефть или пластовая вода.

В зависимости от этого назначают количество и продолжительность открытых и закрытых периодов с целью получить достаточную информацию для оценки промышленной значимости пласта за один спуск ИПТ.

Применение: для исследования нефтяных и газовых скважин в процессе бурения. Сущность изобретения: способ определения уровня в трубах, поднимающегося через испытатель пластов при опробовании (испытании) скважины содержит измерение шайбным измерителем докритического течения газа, секундомером и барометром-анероидом расхода воздуха из труб и абсолютного начального давления в них (мм вод. ст.), закрытие шайбы и замер времени подъема давления в трубах до конечного значения. Вычислив величину изменения объема пустых труб как произведение расхода воздуха на время закрытия шайбы, по закону Бойля-Мариотта определяют начальный объем пустых труб, разделив который на их удельной объем, определяют уровень в трубах.

Способ определения уровня в трубах, поднимающегося через испытатель пластов при опробывании (испытании) скважины, отличающийся тем, что шайбным измерителем докритического течения газа, секундомером и барометром-анероидом замеряют расход воздуха из труб и абсолютное начальное давление в них в мм вод. ст. закрывают шайбу и замеряют время подъема давления в трубах до конечного значения и, вычислив величину изменения объема пустых труб как произведение расхода воздуха на время закрытия шайбы, по закону Бойля - Мариотта определяют начальный объем пустых труб, разделив который на их удельный объем, определяют уровень в трубах.