Способ отбора проб пластовой жидкости в фонтанной скважине Советский патент 1990 года по МПК E21B49/08 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано при разведке и разработке нефтяных месторождений.

Целью изобретения является обеспечение отбора представительной пробы пластовой жидкости при значениях давления насыщения больших забойного, но меньших пластового давления.

На чертеже изображен график изменения давления на забое скважины при осу1це- ствлении данного способа отбора проб пластовой жидкости.

Для осуществления способа отбора проб пластовой жидкости в промьюловых условиях производят операции в такой последовательности.

Определяют величины забойного давления, пластового давления со снятием кривой восстановления давления и ориентировочное значение давления насыщения пластовой жидкости газом в фонтанной скважине, из которой намечено произвести отбор пробы пластовой жидкости. .

Определяют расчетным путем количество циклов повышения давления на забое скважины путем ее остановки и снижения этого давления до величины, близкой к величине давления насыщения жидкости газом посредством пуска скважины в работу, которые необходимо произвести для полно- . го удаления разгазированной жидкости из призабойной зоны скважины.

О

о го

о VI ю

Посредством остановки скважины создают на ее забое давление, близкое к пластовому.

Последующим пуском скважины в работу производят снижение, давления на забое скважины до величины, близкой к величине давления насыщения жидкости газом.

Указанные циклы повышения и снижения давления в скважине повторяют расчетное число раз.

В начальны.й момент пуска скважины в работу во время цикла, следующего за расчетным, производят взятие глубинной пробы с помощью пробоотборника.

Пример осуществления способа отбора проб пластовой жидкости в промысловых условиях.

Способ отбора проб пластовой жидко- сти в промысловых условиях реализован на нефтяной фонтанной скважине с притоком нефти из отложений франско-турнейского возраста (продуктивный пласт вскрыт открытым забоем на глубине 1879-2135 м),

Перед пуском указанной скважины измеряют давление на буфере и на затрубье образцовым манометром МО, а также на. глубине отбора 1860 м глубинным манометром МГН-2. Измеренное давление соответственно составляло 10: 10,1 и 20,3 МПа. После чего скважину пускают в работу

3 мм, дебит Рз

16,5 МПа, т.е. ниже давления насыщения Ps 17,75 МПа.

Далее проводят гидродинамические, исследования скважины и снимают кривую восстановления забойного давления (КВД), которое поднялось до 19,8 МПа. По КЕД определяют 49,4 см /МПа с , Гпр. 0,08 см и коэффициент продуктивности ; 6,9 м /сут-МПа.

По формуле (1) производят расчет времени Т (сут.), необходимого для удаления разгазированной жидкости из призабойной зоны скважины, что гарантирует отбор пре,цставительной

9 . .с- PS-РЗ

ягпо. п трн

через штуцер с отверсти.ем

24,3 , а забойное давление

Т

пр.

Чо

.(1)

где ,4 м - эффективная нефтенасы- щенная толщина пласта, определенная по геофизическим исследованиям скважины (ГИС);

.,10-пористость пласта, определенная по ГИС и керну;

РН 0,88 - нефтенасыщенность пласта, определенная по ГИС и керну;

0

5

0

5

0

5

Гпр.0,08 см - приведенный радиус скважины, определенный по кривой восстановления давления (КВД);

,4 см /МПа с - гйдропроводность пласта, определенная по КВД;

,75 МПа - давление насыщения нефти, взятое по результатам исследования проб, отобранных в остановленной скважине при забойном давлении 18,8 МПа (по прототипу);

е - основание натурального логарифма;

,3 м /сут-ЗЙ - начальный дебит скважины в пластовых условиях на установившемся режиме при работе ее через штуцер с отверстием 3 мм;

,5 МПа - забойное давление при работе скважины с начальным дебитом qo (по аналогу);

q, - средний дебит скважины в пластовых условиях во время периодического фонтанирования со средним забойным давлением (Рз).

Средний дебит скважины q определяют исходя из промысловых замеров пластового давления (Рпл 20,45 МПа), коэффициента продуктивности скважины (,9 м /сут МПа), а также - минимальной величины забойного давления (), которую находят из выражения;

,,75МПа, где ,75 МПа - давление насыщения нефти газом.

Величину q рассчитывают по формуле;

q rj (Рпл. -Рз),(2)

где РЗ

Рпл.

(3)

0.

5

0

5

Причем величина Рз равна 19,6МПа, а ,.

Таким образом, установлено, что время Т, необходимое для удаления разгазированной нефти из призабойной зоны скважины при постоянной работе скважины с дебитом q 0,252 сут или 364 мин. .

Далее находят время работы скважины после пуска и время последующего ее простоя, т.е. время одного цикла, которое рассчитывают по кривой восстановления давления с помощью микрокалькулятора и программы.

Программа расчета изменения величины забойного давления при циклической работе скважины составлена в упрощенном варианте для калькулятора МК-46 на основании известной формулы - уравнения пье- зопроводности, описывающего процесс изменения давления жидкости в упругом пласте в варианте суперпозиции.

Расчет указанного времени цикла по известной формуле можно, проводить вручную, не пользуясь микрокалькулятором, а также можно получить с помощью глубинного манометра, установленного на забое скважины.

По результатам расчетов на микрокалькуляторе строят график изменения давлений на забое скважины во время осуществления способа. Этот график изо- бражен на чертеже.

График показывает, что время работы скважины после ее пуска 54 мин, что соответствует отрезку на графике т ti-i, а время простоя скважины 133мин,чтосоответству- ет отрезку на графике ti-i 11-3.

Число цикло работы скважины определяют, исходя из времени Т, равного 364 мин, которое гарантирует отбор представительной пробы, имеем: 364 мин; 54 цик- лов. Поскольку каждый цикл включает время работы скважины после ее пуска (когда снижается давление в скважине) и время ее простоя (когда давление в скважине повышается), то общее время циклической ра- боты скважины составит; (54 мин + 133 мии)х7 циклов 187 мин х7 циклов 1309 ч.

На основе полученных результатов приступают к осуществлению способа в про- мысловых условиях.

Скважину пускают в работу и производят снижение давления на забое до величи- ны, близкой к величине давления насыщения жидкости газом ,75 МПа. После чего скважину опять останавливают и производят повышение давления на забое до величины, близкой к 19,8 МПа. Так осуществляют 7 циклов повышения и снижения давления на забое посредством пусков в работу fr/a 54 мин в каждом цикле и остановок ее на 133 мин в каждом цикле согласно расчету.

Отбор глубинной пробы проводят глубинным пробоотборником ВПП-300 в нача- ле 8-го цикла пуска скважины в работу, когда давление на забое на глубине 1860 м 19,8 МПа.

Для сравнения на указанной скважине проведены испытания известных способов 5 отбора пробы пластовой жидкости.

Отбор глубинной пробы известным способом проводят в двухфазном потоке нефтегазовой смеси, в связи с чем в глубинном пробоотборнике оказалась проба нефти с избытком свободного газа. Свободный газ полностью растворился в нефти при давлении 22.8 МПа, превышающем пластовое давление (20.45 МПа).

Проба, отобранная согласно прототипу, также содержала свободный газ, который растворился в нефти при давлении 17,75 МПа.

Из этих проб для физико-химического аналмза выбрана проба с наибольшим давлением насыщения, так как в том районе, где проводился отбор этих проб, нефти имеют давление насыщения близкое к пластовому давлению. Затем в этой пробе создано давление насыщения нефти, равное пластовому, за счет выпуска излишков газа из пробоотборника.

Данным способом отобрана глубинная проба, имеющая давление насыщения нефти 17,9 МПа. В пробе не отмечено наличие свободного газа. Пластовая нефть находилась в однофазном состоянии. Проба признана качественной.

В результате применения данного способа на фонтанной скважине удалось уточнить величину давления насыщения нефти на 20,45-17,,55 МПа в сторону снижения, т.е. первоначальное значение давления насыщения завышено на 12,5%.

При сравнительных испытаниях оказалось, что давление отбора пробы в способе на 1,0 МПа выше забойного давления при отборе пробы известным способом, а именно 19.8 МПа - 18.8 МПа.

Перед отбором пробы из призабойной зоны пласта извлечено 14 м пластовой жидкости против 1 м жидкости, поступившей в

скважину из призабойной зоны при изменении давления от 16,5 до 18.8 МПа в известном способе.

Все приведенные данные указывают на то, что отобранная проба является представительной.

Сравнительные характеристики при отборе проб по известным и предложенному способам приведены в таблице.

По сравнению с известным (прототип) способом данный способ позволяет повысить более чем в 2 раза количество фонтанных скважин, работающих с забойными давлениями ниже давления насыщения и пластовыми давлениями выше давления насыщения, из которых стало возможным производить отбор представительных проб пластовой жидкости.

Формула изобретения

55Способ отбора проб пластовой жидкости в фонтанной скважине, включающий создание на ее забое давления, близкого к пластовому, путем остановки скважины с последующим взятием глубинной, пробы, о т л и ч а ющ и и с я тем, что, с целью

обеспечения отбора представительной пробы пластовой жидкости при значениях давления насыщения больших забойного, но меньших пластового давления, после созда-- ния на забое скважины давления, близкого к пластовому, производят снижение давления в скважине до величины давления насыщения пластовой жидкости газом посредством пуска скважины в работу, затем в скважине повышают давление посредством ее остановки, при этом циклы повышения и снижения -давления в скважине ведут многократно, а взятие глубинной пробы производят при очередном цикле в начальный момент пуска скважины в работу, соответствующий максимальной скорости продвижения пластовой жидкости по стволу скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разведке и разработке нефтяных месторождений. Цель - обеспечение отбора представительной пробы пластовой жидкости при значениях давления насыщения больших забойного, но меньших пластового давления. Для этого после создания на забое фонтанной скважины давления, близкого к пластовому, производят снижение давления в скважине до величины давления насыщения пластовой жидкости газом посредством пуска скважины в работу. После этого в скважине повышают давление путем ее остановки. Циклы повышения и снижения давления в скважине ведут многократно. Взятие глубинной пробы производят при очередном цикле в начальный момент пуска скважины в работу, соответствующий максимальной скорости продвижения пластовой жидкости по стволу скважины. Способ позволяет повысить более чем в 2 раза количество фонтанных скважин, работающих с забойными давлениями ниже давления насыщения и пластовыми давлениями выше давления насыщения. 1 ил., 1 табл.

Рмпа

Рпя 20.5

КВй-13 В- -л

,75

Д /5,5

О ti4 ti,j WOOOti.3 ti -WODO

tiTW

30000