СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ И ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ И СЛОЕВ ПОНИЖЕННОЙ, НИЗКОЙ И УЛЬТРАНИЗКОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ Российский патент 2013 года по МПК E21B47/10 G01P5/00 G01N9/10 

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины.

Известен способ оценки гидродинамических характеристик каждого из пластов, долю их участия в общей добыче по скважине, а также величину их текущей и конечной нефтеотдачи [Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М., Недра, 1983. С.35-50].

Принцип действия известного способа основан на измерении скорости вращения турбинки восходящим потоком скважинного флюида. По скорости вращения, которая пропорциональна объемному расходу жидкости, определяют производительность исследуемого пласта или слоя, т.е. его дебит. Недостатком известного способа является большая погрешность измерения, вызванная высоким коэффициентом трения вращающейся турбинки, что не позволяет определять фактическую величину производительности нефтяных пластов и слоев, имеющих суточный дебит менее 2-3 м³, т.е. исследовать работу отдельных нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ определения дебита нефтяного пласта, состоящий в формировании импульсов давления при прохождении пластовым флюидом заданных уровней в скважине, измерении интервалов времени между импульсами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами [Авторское свидетельство №1151667, кл. E21B 47/10, 47/06, 1985].

Реализация этого способа осуществляется путем формирования сигналов при прохождении чувствительным элементом, помещенного в пластовый флюид заданных уровней в скважине, измерении интервалов времени между сигналами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими сигналами.

Известный способ характеризуется рядом существенных недостатков, основными из которых являются следующие. При реализации известного способа применяется шар с удельным весом меньшим плотности пластового флюида, в связи с чем на результаты измерения накладывается собственная скорость всплытия шара в жидкости. Кроме того, использование одного шара с фиксированной плотностью не позволяет, во-первых, определить плотность пластового флюида, что очень важно для определения истинного дебита нефтяного пласта или слоя, и, во-вторых, исключить влияние на результаты измерения плотности и вязкости пластового флюида. В совокупности, указанные недостатки существенно снижают точность измерения скорости перемещения пластового флюида, а соответственно искажают истинную величину дебита нефтяного пласта или слоя.

Целью изобретения является повышение точности измерения дебита и плотности пластового флюида каждого нефтяного пласта и слоя пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, состоящем в формировании сигналов при прохождении чувствительным элементом, помещенным в пластовый флюид заданных уровней в скважине, измерении интервалов времени между сигналами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами, согласно изобретению, осуществляют измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов, помещенных в восходящий или нисходящий поток пластового флюида реального сечения ствола скважины, при этом дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями, а плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента.

Указанные признаки обеспечивают минимизацию погрешности измерения, а соответственно позволяют проводить более точное измерение дебита нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности. Нам не известны способы, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предлагаемого способа требованиям, предъявляемым к изобретениям.

На фиг.1 схематично изображено устройство для реализации предлагаемого способа.

Устройство для измерения дебита, опускаемое в зону исследуемого пласта на геофизическом кабеле 1, имеет открытую область 2, составленную из нескольких продольных стержней 3, внутри которых потоком пластового флюида из камеры 4 в камеру 5 перемещаются три и более чувствительных элемента 6, выполненных, например, в форме шаров с различной плотностью и геометрическим размером, причем плотность чувствительных элементов, расположенных сверху вниз меньше, равна и незначительно превышает плотность пластового флюида. Площадь поперечного сечения продольных стержней 3 на несколько порядков меньше площади поперечного сечения ствола скважины, что позволяет исключить погрешность измерения, связанную с искажением истинной скорости движения пластового флюида. В процессе проведения исследований по команде с дневной поверхности осуществляется поочередное открывание турникета 7 и выпуск чувствительных элементов из камеры 4. Под воздействием восходящего потока пластового флюида чувствительные элементы перемещаются в камеру 5, причем при их прохождении в зоне измерительных датчиков 8 и 9, расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, в последних формируются сигналы, по которым на дневной поверхности регистрируются интервалы времени, в течение которого каждым чувствительным элементом было пройдено расстояние между датчиками.

Необходимость применения трех и более чувствительных элементов объясняется тем, что при реализации предлагаемого способа используется физика движения тела в жидкости на основе уравнения Стокса:

$$V_{ш}=\frac{2({\rho }_{ш}-{\rho }_{ж})}{9\eta }g{r}^2$$ , где

V_ш - скорость движения шара; ρ_ш - плотность шара; ρ_ж - плотность пластового флюида; η - условная вязкость пластового флюида; r - радиус шара. А так как при использовании одного шара получается уравнение с двумя неизвестными, а именно плотности и вязкости пластового флюида, то данное уравнение становится нерешаемым.

При использовании в процессе реализации предлагаемого способа, например трех шаров с различной плотностью, получается система уравнений:

$$V_{ш1}=\frac{2({\rho }_{ш1}-{\rho }_{ж})}{9\eta }g{r}_1{}^2$$

$$V_{ш2}=\frac{2({\rho }_{ш2}-{\rho }_{ж})}{9\eta }g{r}_2{}^2$$

$$V_{ш3}=\frac{2({\rho }_{ш3}-{\rho }_{ж})}{9\eta }g{r}_3{}^2$$

которая позволяет исключить неизвестные и решить уравнения обычным алгебраическим способом.

Практическая реализация способа на примере исследования работающего пласта или слоя состоит в следующем.

Перед началом исследования опускают устройство на несколько метров ниже нижележащего продуктивного пласта (слоя), при этом его открытая область между стержнями 3 заполняется пластовым флюидом, а шары 6 перемещаются через турникеты 7 и 10 в камеру 5. На следующем этапе по команде с поверхности открывают турникет 10 и одновременно приподнимают расходомер в зону исследуемого пласта. В процессе подъема устройства шары 6 перемещаются вниз и через турникет 7 попадают в приемную камеру 4. При перемещении шаров 6 в камеру 4 они пересекают зону измерительных датчиков 5 и 4, в результате чего происходит изменение магнитного поля датчиков. При изменении магнитного поля датчиков в них формируются электрические импульсы, которые по каротажному кабелю поступают в наземную приемную аппаратуру. Для распознавания датчиков поступающим от них сигналам в электронном блоке устройства придаются соответствующие отличительные признаки, например разнополярность (фиг.2), благодаря чему в наземной аппаратуре фиксируются не только моменты прохождения шарами датчиков, но и факт пересечения шарами конкретного датчика.

После выполнения операции установки устройства в зоне исследуемого нефтяного пласта (слоя) производится собственно процесс измерения. Для этого по сигналам с поверхности осуществляется поочередное открывание турникета 7, а соответственно поочередный выпуск шаров 6, которые под действием восходящего потока пластового флюида перемещаются в верхнюю приемную камеру 5. В момент прохождения шарами 6 измерительных датчиков 8; 9 в последних формируются электрические сигналы, которые по каротажному кабелю 1 поступают на поверхность, и приемной наземной аппаратурой регистрируется интервал времени прохождения шарами фиксированного расстояния между датчиками (фиг.2). При этом команды на очередное открывание турникета 7 поступают только в том случае, если приемной аппаратурой зарегистрирована информация о прохождении предыдущим шаром измерительных датчиков 8 и 9. Итоговым результатом проведенных измерений является регистрация интервалов времени прохождения шарами фиксированного расстояния между измерительными датчиками (L=Const), по которым в совокупности с известным объемом исследуемого интервала скважины определяют дебит нефтяного пласта (слоя) на заданной глубине.

На следующих этапах аналогичным способом производится регистрация интервалов времени прохождения шарами фиксированного расстояния между измерительными датчиками в зоне вышележащего пласта. Для этого осуществляют подъем устройства (фиг.1) в зону вышележащего пласта, в процессе которого шары 6 вновь через турникет 7 перемещаются в приемную камеру 4. Аналогично вышеизложенному способу регистрируют интервалы времени прохождения шарами фиксированного расстояния между измерительными датчиками, по которым в совокупности с известным объемом исследуемого интервала скважины определяют суммарный дебит нижележащего и вышележащего исследуемого нефтяного пласта. По результатам данного измерения дебит каждого последующего вышележащего пласта или слоя определяется как разность между предыдущим и текущим измерениями. Следует отметить, что перед проведением исследований в устройство устанавливаются шары, имеющие различную градацию плотности, но близкую к плотности скважинного флюида, определенной экспериментальным путем. В связи с этим возможны варианты, при которых в верхнюю приемную камеру переместятся, например из трех шаров только два, так как плотность третьего шара (нижнего) может оказаться выше плотности скважинного флюида. В этом случае наряду с измерением дебита нефтяного пласта (слоя) с помощью предлагаемого способа может быть осуществлена также оценка фактической плотности пластового флюида, которая определяется как интегральное значение плотности последнего всплывшего шара и невсплывшего шара.

Предлагаемый способ предназначен для решения и второй задачи, сущность которой состоит в определении приемистости нефтяных пластов и их обособленных нефтяных слоев в нагнетательных скважинах.

Для решения этой задачи производят спуск устройства в зону исследуемого нефтяного пласта таким образом, чтобы шары 6 разместились в верхней приемной камере 5. Затем по командам с поверхности, передаваемым по каротажному кабелю 1, осуществляют поочередное открывание турникета 10 для пошагового выпуска шаров. Каждый шар вместе с нисходящим потоком закачиваемой воды движется в нижнюю приемную камеру 4, проходя при этом измерительные датчики 9 и 8. В момент пересечения шарами зоны измерительных датчиков в них формируются разнополярные электрические сигналы, с помощью которых регистрируются интервалы времени прохождения шарами фиксированного расстояния между датчиками. Итоговым результатом проведенных измерений является регистрация интервалов времени прохождения шарами фиксированного расстояния между измерительными датчиками, по которым в совокупности с известным объемом исследуемого интервала скважины определяют приемистость нефтяного пласта (слоя) на заданной глубине.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины. Техническим результатом является повышение точности измерения дебита и плотности пластового флюида. Способ определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов состоит в формировании сигналов при прохождении чувствительным элементом заданных уровней в скважине. Измерение интервалов времени между сигналами, с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами. Осуществляют измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов. Дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями. Плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента. 2 ил.

Способ определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, состоящий в формировании сигналов при прохождении чувствительным элементом, помещенным в пластовый флюид, заданных уровней в скважине, измерении интервалов времени между сигналами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами, отличающийся тем, что осуществляют измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов, помещенных в восходящий или нисходящий поток пластового флюида реального сечения ствола скважины, при этом дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями, а плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента.