Способ определения предельного напряжения сдвига нефти Советский патент 1984 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промьштенности и может найти применение при изучении структурно-механических свойств нефти гидродинамическими методами исследования скважин.

Известен способ определения предельного напряжения сдвига нефти путем исследования нефтяных скважин методом установившихся отборов Л . Данный метод связан с большими затратами времени.

Наиболее близким по своей технической сущности к предлагаемому является способ определения предельного напряжения сдвига нефти путем снятия в скважине двустороннего восстановления забойного давления.

Известньй способ включает операции: спуск прибора на забой, останов-2о ку скважины, регистрацию восстановления давления после остановки, закачку нефти, остановку закачки нефти, регистрацию падения давления после закачки и подъем прибора на поверхность. Далее осуществляется интерпретац диаграмм давления, а предельное напряжение сдвига нефти определяется исходя из соотношения ,в.п. н.п. СЭ Гсз верхнепредельное стабилизи рованное давление по кривой падения давления посл( прекращения закачки конденсата, МПа нижнепредельное стабилизированное давление по криво восстановления давления после остановки скважины, работающей на приток, МПа 2 . Известный способ обладает рядом существенных недостатков. При снятии кривых восстановления и падения дав ления после остановки скважины и пос ле закачки конденсата регистрируется изменение давления в процессе затухания фильтрации нефти в пласте. Нефть после длительной фильтрации в пористой среде на максимальной скорости постепенно переходит в состо яние покоя. Стабилизация кривых вос становления и падения давления, т.е прямолинейный участок, наблюдается в момент прекращения фильтрации нефти в пласте. Поэтому предельное напряжение сдвига нефти, определяемое

согласно соотношения (1), в известном способе не является тем предельным напряжением сдвига нефти, при котором начнется фильтрация нефти, находящейся в состоянии покоя в течение, некоторого времени.

Объясняется это следующим. Известно, что асфальт8но-содержащие нефти

обладают свойством структурообразования, причем после полного разрушения структуры такая нефть фильтруется как ньютоновская жидкость.

После прекращения фильтрации

структура в нефти восстанавливается в течение некоторого времени - времени релаксации. Так, для Узеньской нефти (скважина 1215) время полного восстановления структуры 20 ч, Для того, чтобы возобновить фильтрацию нефти с восстановленной структурой, потребуется значительно большее предельное напряжение сдвига, чем замеряемое в момент прекращения фильтрации, когда нефть имеет разрушенную структуру. Отсюда очевидно, что для пуска скважины, простаивающей в течение времени, достаточного для полного восстановления структуры нефти, необходимо в момент пуска создать забойное давление, гораздо меньшее обычного рабочего. Кроме того, недостатком известного способа является то, что определяемое с использованием кривых восстановления и падения давления значение предельного напряжения сдвига является интегральным и его невозможно привязать к какому-нибудь интервалу многопластового разреза. Цель изобретения - повышение точности определения предельного напряжения сдвига нефти. Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения предельного напряжения сдвига нефти, включающему регистрацию на забое скважины восстановления давления после остановки скважины и изменения давления в процессе закачки жидкости в скважину, после восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти пускают скважину в работу и регистрируют давление начала притока нефти из пластаJпосле чего скважину останавливают на время большее времени релаксации нефти и регистрируют давление начала поступления нефти в пласт в процессе закачки жидкости в скважину, а предельное напряжение сдвига определяют из следующего соотношения: Р -Р др / , о 2 где лР- - предельное напряжение сдвига нефти, Mllaj Р., - давление начала поступлен давление начала пос нефти в пласт, -МПа, Р.„ - давление начала притока нефти из пласта, МПа. Последовательность операций при осуществлении предлагаемого способа следующая, Скважина останавливается в нее спускаются спаренные глубинньй мано метр и дебитомер и устанавливаются против исследуемого пласта. Производится регистрация восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти. Проводится пуск скважины, одновременно регистрируется изменение забойного давления и фиксируется глубинным дебитомером начало приток нефти из пласта. Скважина останавливается и произ водится регистрация восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти. Проводится закачка жидкости (нефти, конденсата) в скважину, одновременно регистрируется изменение забойного давления и фиксируется глубинным дебитомером начало поступ ления нефти в пласт. Закачка жидкости прекращается Приборы извлекаются на поверхность Проводится интерпретааня кривых изменения давления при пуске скважи ны в работу и закачке жидкости сов местно с показаниями дебитомера: по фиксированному времени начала пр тока из пласта и поступления нефти пласт определяется давление начала притока нефти из пласта ( ) и да ление начала поступления жидкости в пласт (Pjg) . Предельное напряжение сдвига оп ределяют исходя из соотношения Р -Р , (2) оQ. Pj,, - давление начала поступле ния жидкости в пласт, Mll Р - давление начала притока нефти из пласта, МПа. В многопластовом разрезе вьш1еизложенная последовательность действий повторяется при исследовании каждого пласта или группы одинаковых по проницаемости пластов. Возможна модификация замера, в которой дебитомер в процессе проведения операции пуска скважины и закачки в нее жидкости перемещается от одного пласта к другому после фиксации начала притока или поступления жидкости в пласт. Предлагаемый способ опробован на скважине 1215 Х1У горизонта месторождения Узень. Исследуемые пласты находятся на глубинах 1200-1203 м и 1210-1212 м. Верхний пласт имеет проницаемость О,1 мкм нижний пласт 0,02 мкм До проведения исследований дебит скважины по нефти составил 20 т/сут при забойном и пластовом давлении 9,0 МПа и 12,0 МПа соответственно. После остановки в скважину спус-тили спаренные глубинньй манометр и дебитомер. Дебитомер установили против верхнего пласта на глубине 1201,5 м. В течение 32 ч регистрировали восстановление давления. (Время восстановления структуры нефти порядка 20 ч). При пуске скважины по счетчику дебитомера зафиксировали начало поступления нефти из верхнего пласта. Дебитомер установили против нижнего пласта на глубине 1211 м и зафиксировали начало поступления нефти из нижнего пласта. Скважину остановили на 32 ч. Затем дебитомер снова установили протиь верхнего пласта (1201,5 м) и начали закачку в скважину конденсата. По счетчику дебитомера зафиксировали начало поступления конденсата в пласт. Дебитомер установили против нижнего пласта на отметке 1211 м, зафиксировали начало поступления конденсата в нижний пласт и остановили закачку. После закачки конденсата провели операцию регистрации падения давления. Это сделано с целью определения предельного напряжения сдвига способом двустороннего восстановления и возможного сопоставления параметров. $ Затем приборы подняли на поверхность. По кривой изменения давления, записанной при закачке конденсата, с учетом времени, зафиксированного по дебитомеру, определили -давление начала поступления конденсата в конденсата пласты: в верхний Р 11,8 МПа, и нижний Р 13,0 МПа. По кривой изме тения давления, записанной при пуске скважины, с учетом времени начала притока определили давление начала притока нефт из верхнего Р 10,2 МПа и нижнего 9,0 Ша пластов. Определили предельное напряжени сдвига для верхнего пласта йРд 11. 0,8 МПа и нижнего 2 13,0-9,0 2,0 Mha. пласта дР, 2 Для сопоставления рассчитывают предельное напряжение сдвига нефти способом двустороннего восстановления давления. По кривой падения давления после закачки конденсата определяют верхнепредельное стабилизированное давл ние Р 11,4 МПа, по кривой восста новления давления после остановки скважины - нижнепредельное стабилиз рованное давление P, 10,6 МПа. По соотношению (1)расчитано предельное напряжение сдвига . 0,4 МПа. Предлагаемьй способ по сравнению с известным .позволяет определить предельное напряжение сдвига в любо момент релаксации нефти, что достигается возможностью пуска скважины и закачки конденсата в любой момент 3 релаксации нефти, в том числе и при полном восстановлении структуры (максимальное значение). В рассматриваемом примере максимальное предельное напряжение сдвига в 2 раза по верхнему и в 5 раз по нижнему пласту больше, чем интегральное для обоих пластов, определенное способом двустороннего восстановления давления. Из примера видно, что предельное напряжение сдвига существенно зависит от проницаемости пласта. Предлагаемьй способ обеспечивает возможность определения предельного напряжения сдвига для отдельных пластов многопластового разреза, имекяцих различные проницаемости. Определение предельного напряжения сдвига нефти предлагаемым способом позволяет расчитать максимальную депрессию и запроектировать оптимальную технологию освоения добывающих скважин, находящихся в простое в течение времени большем времени релаксации нефти, а также установить оптимальные режимы работы добьшакнцих сквджин, обеспечивающие максимальньп охват выработкой всех пластов многопластового разреза. Так, например, использование значений предельного напряжения сдвига нефти с полностью восстановленной структурой, определенных данным способом, позволило только при освое;Нии шести добывающих .скважин (месторождение Узень), находившихся в простое в течение нескольких суток, за счет подключения низкопроницаемых пластов в работу, дополнительно добыть за год 10808 т нефти и получить экономический эффект 11,3 руб/т, а.годовой экономический эффект 534 тыс. 152 руб.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СДВИГА НЕФТИ, включающий регистрацию на забое скважины восстановления давления после остановки скважины и изменения давления в процессе закачки жидкости в скважину, отличающийс я тем, что, с целью повьшения точности определения предельного напряжения сдвига нефти, после восстановления давления в течение времени большем времени релаксации нефти пускают скважину в работу и регистрируют давление начала притока нефти из пласта, после чего скважину останавливают на время большее времени релаксации нефти и регистрируют давление начала поступления нефти в пласт в процессе закачки жидкости в скважину, а предельное напряжение сдвига определяют из следукяцего соотношения .Р:% О) где лРд - предельное напряжение сдви- В га нефти, МПа, Р. - давление начала поступления 2 нефти в пласт, МПа; Pg - давление начала притока нефти из пласта, МПа.