СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ ПОПУТНЫХ ВОД ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ОСНОВЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ХИМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА Российский патент 2024 года по МПК G01N33/18 E21B47/11 

Изобретение относится к области добычи газа и конденсата и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных залежей для контроля за обводнением эксплуатационных скважин.

Известен способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений путем определения изотопного состава кислорода и водорода воды. (RU 2571781 С1 Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений, Голышев С.И., Поплавский В.Б., Падалко Н.Л., Андреев О.П., Арабский А.К., Кирсанов С.А., Меркулов А.В.). Способ характеризуется тем, что на месторождении осуществляют отбор эталонных проб техногенной, конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины. Несомненно, предлагаемый способ обладает высокой разрешающей способностью, однако имеет существенные недостатки. Прежде всего, из-за сложности используемого для выполнения анализа оборудования, он исключает его применение в условиях промысловой лаборатории.

Известен способ определения водного фактора газового промысла, позволяющий рассчитать общее и удельное количество выносимой из скважины подошвенной и конденсационной воды с использованием уравнения материального баланса по общей минерализации отобранной пробы. (RU 2217588 С2, 03.04.2001 Способ определения водного фактора газового промысла, Кононов В.И., Зайнуллин В.Ф., Гордеев В.Н., Облеков Г.И., Березняков А.И., Дурновцев А.Е., Миннибаев А.А.). С этой целью проводится сбор попутных вод по всей технологической схеме до входного сепаратора промысла. Однако предлагаемый способ не дает возможности определить удельный водный фактор каждой скважины. Кроме того, не предусмотрена отбраковка некондиционных проб с техногенным загрязнением, что снижает достоверность определения доли пластовой и конденсационной воды.

Известен способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, включающий определение общей минерализации и химического состава добываемой воды. Дополнительно измеряют термобарические параметры работы газовой скважины и по ним вычисляют количество конденсационной воды (RU 2128280 Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, Чугунов Л.С, Хилько В.А., Березняков А.И., Дегтярев Б.В.). Недостатком данного способа является сделанное авторами допущение, что вся выделившаяся из газовой фазы в результате изменения термобарических условий вода, выносится на поверхность вместе с добываемым газом. На самом деле значительная ее часть остается в пласте, главным образом, в его призабойной части. Кроме того, предложенный авторами патента кальций-натриевый (Ca/(Na+K)) генетический коэффициент изменяется в широких пределах в пластовой воде, что приводит к большим погрешностям при расчете содержания пластовой и техногенной воды.

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа (RU 2710652 Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа, Манзырев Д.В., Ельцов И.Н., Меньшиков С.Н., Архипов Ю.А., Харитонов А.Н., Пермяков B.C., Бортникова С.Б., Оленченко В.В.). Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, который включает определение содержания основных катионов состава попутных вод: натрия, калия и кальция, расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по специальным формулам. Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом техническом решении, включающем отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и диагностику происхождения выносимых газом вод, отбирают пробы пластовой, конденсационной и техногенной воды, определяют их химический состав, готовят двухкомпонентные смеси вод конденсационная-пластовая, конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная заданной пропорции, определяют их химический состав, устанавливают коррелятивные элементы пластовых и техногенных вод и определяют зависимости, отражаемые регрессионными уравнениями, относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации коррелятивных элементов и величины общей минерализации, после чего отбирают пробу попутных вод из скважины, проводят ее химический анализ, подставляют значения концентрации коррелятивных элементов и общей минерализации в соответствующие регрессионные уравнения, вычисляют по ним относительные содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная, устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Недостатком метода является необходимость отбора «эталонных» проб для приготовления трех двухкомпонентных смесей для установления коррелятивных зависимостей и получения соответствующих регрессионных уравнений. Всегда остается вопрос -насколько отобранная проба «эталонна». Кроме того, в них не проводилось определение содержания метанола. Поэтому на этом этапе может появиться большая погрешность.

Задача заявляемого изобретения состоит в устранении выше рассмотренных недостатков в определении основных составляющих попутных вод (пластовая, конденсационная, техногенная) с использованием результатов химического анализа.

Техническим результатом заявляемого изобретения является создание способа диагностики попутных вод эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных залежей на основе результатов химического анализа с учетом количества метанола в воде, что позволяет более точно определить истинную минерализацию воды и, соответственно, ее тип. Полученные результаты дают возможность выявить основные источники поступления попутной воды, в каждой скважине, локализовать зоны их распространения, оптимизировать режимы работы скважин и, таким образом, повысить эффективность разработки.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом техническом решении, включающем отбор проб попутных вод, отделение при наличии углеводородной составляющей (конденсата) верхняя часть путем отстаивания на делительной воронке от водно-метанольного раствора нижняя часть, определение их общей минерализации и ионно-солевого состава, в пробе дополнительно определяют содержание метанола. Поскольку содержание метанола в попутных водах может достигать 50% - 80% и более, то за счет разбавления спиртом получаемое в результате анализа значение минерализации может быть заниженным в несколько раз. Поэтому учет количества метанола в попутной воде позволяет более точно определить истинную минерализацию попутной воды и, соответственно, ее тип.

Выносимая из эксплуатационных газовых скважин попутная вода представлена не только водой. На самом деле это водно-метанольный раствор с некоторым количеством механических примесей.

где (мл):

- V вм - водно-метанольный раствор=1000

- V пв - пластовая вода;

-V кв - конденсационная вода;

- V тв - техническая вода;

- V мет - метанол.

При этом водная часть представлена пластовой, конденсационной и техногенной водой. В свою очередь, соли содержатся только в пластовой воде и техногенной воде, используемой в процессе бурения и геолого-технических мероприятиях при добыче. Конденсационная вода и метанол не содержат солей. Техногенная вода, как правило, содержится только в продукции скважин после бурения или проведения мероприятий, связанных с использованием технических жидкостей на водной основе. При соблюдении технологии испытания в течение нескольких дней (часов) работы скважины техногенная вода удаляется и не вносит значимого вклада в общий баланс добываемой попутной воды. Но, если при отборе пробы объем прокачки скважины был недостаточным, то такие пробы легко отбраковываются по результатам анализа, поскольку их ионно-солевой состав существенно отличается от состава пластовой воды (АБУКОВА Л.А. и др. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика., 2015, N2). Исключаются пробы с аномальными значениями отдельных компонентов нехарактерными для пластовой воды данного горизонта. Для наглядности можно строить различные графики, диаграммы. Например, графики соотношения концентрации отдельных компонентов между собой, а также с минерализацией. Для определения количества метанола, разбавляющего попутную воду, используют один из известных методов определения количества миллилитров метанола в одном литре (1000 мл) водно-метанольного раствора. Затем вычитают эту полученную величину объема метанола из 1000 мл водно-метанольного раствора и получают суммарный объем пластовой и конденсационной воды. При этом объем пластовой воды (мл) в 1000 мл водно-метанольной смеси будет равен:

а объем конденсационной воды:

Где (мг/литр):

- М вм - минерализация водно-метанольного раствора;

- М пв минерализация пластовой воды.

Заявляемое изобретение реализуется следующим образом (на примере проб залежи одного из месторождений севера Западной Сибири с минерализацией пластовой воды 12340 мг/л).

Исследуемая проба по результатам химического анализа имеет минерализацию 3940 мг/л. По соотношению концентрации отдельных компонентов между собой, а также с минерализацией, она не содержит примесей техногенной воды и является типичной для данной залежи. По результатам анализа содержание метанола в пробе оказалось 45.7% объемных, или 457 мл в одном литре анализируемой пробы. Следовательно, остальной объем пробы (543 мл) приходится на пластовую и конденсационную воду (формула 3). При этом объем пластовой (минерализованной) воды в ней составляет (формула 2):

3 940/12 340 * 1000=319 мл.

Соответственно, объем конденсационной воды (формула 3) равен:

543-319=224 мл

Таким образом, в исследованной пробе определено абсолютное содержание пластовой и конденсационной воды, а также метанола, которое оказалось равным (% объемный): 31.9, 22.4 и 45.7, соответственно.

Изобретение относится к области добычи газа и конденсата. Раскрыт способ диагностики попутных вод эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных залежей на основе результатов химического анализа, включающий отбор проб попутных вод, отделение при наличии в пробе конденсата, верхняя часть, на делительной воронке от водно-метанольного раствора, нижняя часть, и определение в пробе их общей минерализации и ионно-солевого состава, где дополнительно в пробе определяют содержание метанола, разбавляющего попутную воду, и учитывают количество метанола для определения минерализации. Изобретение обеспечивает более точное определение истинной минерализации воды и, соответственно, ее типа. 1 пр.

Способ диагностики попутных вод эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных залежей на основе результатов химического анализа, включающий отбор проб попутных вод, отделение при наличии в пробе конденсата, верхняя часть, на делительной воронке от водно-метанольного раствора, нижняя часть, и определение в пробе их общей минерализации и ионно-солевого состава, отличающийся тем, что дополнительно в пробе определяют содержание метанола, разбавляющего попутную воду, и учитывают количество метанола для определения минерализации.