Способ определения нефтеводосодержания пластовой жидкости Советский патент 1982 года по МПК E21B47/00 

(5) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕВОДОСОДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ Изобретение относится к горной промышленности, конкретно к испытанию и исследованию скважин и пластов с помощью пластоиспытателей. Известны способы определения нефтеводосодержания жидкости, добытой при исследовании пласта пластоиспытателем, т.е. отношение объема нефти к объему пластовой воды. Согласно способу комплект узлов пластоиспыта теля с пакерами спускают в скважину на трубах, герметичность соединений которых контролирует по изменению уровня жидкости в кольцевом затрубном пространстве на устье скважины, а водонефтесодержание жидкости, полу ченной в трубы из пласта в процессе его испытения, - путем вытеснения этой жидкости из труб на поверхность обратной циркуляцией промывочной жидкости, где она имеет возможность отстояться и разделиться на фазы. Однако этот способ определения нефтеводосодержания является весьма трудоемким, так как он требует остановки процесса подъема труб, открытия циркуляционного клапан,р путем бросания внутрь труб штока или путем создания превышения давления в трубах над эатрубным давлением, присоединения к верхнему концу труб трубопровода до запасной емкости (если она имеется), создания перепада давления подкачкой в затрубное пространство промывочной жидкости, ожидания слива в запасную емкость водонефтяной смеси с постоянным отбором проб, чтобы не допустить туда попадания промывочной жидкости и отстаивания водонефтяной смеси до разделения ее фаз и определения количества нефти, воды и их соотношения. Учитывая большую трудоемкость этого способа и большие затраты времени на него этот способ -применяется весьма редко. Известен также способ определения нефтеводосодержания, заключающийся в том, что собирают и опускаю в скважину на трубах комплект узлов пластоиспытателя, состоящий из забо ного башмака-заглушки, хвостовика, фильтра, пакера, ясса, переводника для установки глубинного манометра, испытателя пластов, запорного клапа на, 2-3 свечей труб, циркуляционног переводника. При дальнейшем наращивании колон ны труб и спуска ее в скважину, резьбовые соединения труб смазывают консистентной смазкой и крепят механическими или машинными ключами. В процессе спуска и при последующем ожидании притока постоянно контроли руют герметичность колонны путем проверки наличия уровня жидкости в кольцевом пространстве на устье скважины (понижение уровня говорит о подтоке жидкости а трубы из затрубного пространства через негерметичные соединения труб), При достижении забоя прикладывают нагрузку от веса труб на узлы пластоиспытателя, в результате чего пакеры селективно разобщают испытываемую зону скважины от остального его ствола, а затем открывается впускной клапан испытателя пластов и жидкость из посЛедуемого пласта п действием разности пластового давле ния и давления в трубах проходит через узлы пластоиспытателя и запол няет частично пустую полость труб, на что затрачивается определенное время, называемое ожиданием притока. Затем с помощью специального запорного клапана или клапана самого испытателя пластов приток жидкос ти закрывают и с целью построения кривой восстановления давления выдер живают скважину на определенное вре мя ожидания восстановления давления. После окончания исследования пласта освобождают пакер и начинают поднимать трубы с находящимися в них пластовыми жидкостями и узлами пластоиспытателя. При подъеме испытательного инструмента непрерывно доливают жидкость в затрубное прост ранство с целью предотвращения порш неваийя и дренирования пласта. При появлении труб с жидкостью на поверхности считают сколько свечей (свеча-соединение 2 или 3, труб длиной 25 или 37 м) поднято пустыми, сколько - с глинистым раствором или с водой, с фильтратом, с нефтью, отмечают степень разгазирования жидкости в трубах (качественно) , определяют объемы поднятых жидкостей (по количеству свечей), регистрируют .изменение удельного веса жидкости в трубах путем отбора проб через равные-интервалы в 2-5 свечей, Недостатками способа являются низкая точность определения количества нефти, поднятой с трубами на поверхность, поскольку за время подъема труб на поверхность нефть и вода не успевают разделиться по своим удельным весам в должной мрре и в верхней части столба жидкости оказывается лишь небольшая часть нефти, а ее Основная масса часто еще находится в смеси с водой, фильтратом и глинистым раствором в виде эмульсии и ее объем определить не удается, низкая точность определения объема воды, фильтрата глинистого раствора или другой заменяющей его промывочной жидкости, поскольку контроль за удельным весом (плотностью) путем отбора проб осуществляется через 2-5 свечей, т.е. через 50-250 м столба жидкости или через 0,5-2,5 м ее объема в бурильных трубах. Точность определения также определяется за смет неучтенного подтока жидкости из затрубного пространства через негерметичные соединения труб. В результате этого содержание нефти и нефтеводосодержание оказывается заниженным в 5-70 и более раз по сравнительно с ее действительным содержанием , что несомненно приводит к неправильной оценке промышленной значимости испытываемого пластаобъекта и в отношении малодебитных пластов с дебитом tO-30 м-VcyT очень часто принимаются по этим заниженным данным решения о ликвидации скважин, как непродуктивных. Цель изобретения - повышение точности определения нефтеводосодержания пластовой жидкости. Цель достигается тем, что определяют дебит подтока жидкости, характеризующий степень герметичности соединений труб, подъем труб с пластоиспытателем производят до появления жидкости на поверхности, затем подъем останавливают и, после выхода из жидкости свободного газа в трубы спускают плотомер, по полученной плотнограмме определяют средневзве шенное значение по столбу жидкости плотность водонефтяной смеси, а за тем определяют нефтесодержание и долю воды в водонефтяной смеси по мулам: Ъ Рсм-Рн fis-PcM. TurPiT где V,V - объемы воды и нефти соответственно, Рв, н плотность добытых из пласта воды и нефти, г/см ; Р - средневзвешенная плотность жидкости по стол водонефтяной смеси,7/с Кроме того, с целью использования способа в скважинах, содержащих суспензированную промывочную жидкос отбор проб производят по всему стол бу жидкости, в отобранных пробах осуществляют разделение фаз,, напри мер, центрифугированием и определяю их соотношение и плотности. Способ осуществляют следующим образом. Производят спуск узлов пластоис пытателя в скважину на трубах, при котором колонны труб перед наращиванием очередной трубы или свечи ее резьбовые соединения уплотняют с помощью герметизирующего материа ла (пеньковый или льняной шнур, пленка ФУМидр.), крепят механичес кими или машинными ключами и перио дически проверяют при спуске колон ны степень, ее герметичности с помо газового счетчика, регивтрируя по выходу воздуха из труб минимально допустимый дебит подтока жидкости в трубы, который затем учитывают при интерпретации и который должен быть к концу спуска колонны не бол 0,02 л/с, (что соответствует Г 2 ), а если он более этого предела, обнаруживают места негерметичности, устраняют ее причину. При достижении забоя по известной технологии производят посадку пакера, испытание пласта-объекта на приток и на восстановление давления, снятия пакера и подъем инструмента. При появлении на поверхности труб жидкости дальнейший подъем останавливают, определяют общий объем притока жидкссти в процессе испытания пласта и, после окончания выхода из жидкости свободного газа, находящегося в ней в виде пузырьков, спускают в электрокабеле внутрь труб геофизической прибор,например гаммаплотномер, который регистрирует по всему столбу жидкости над пластоиспытателем значения плотности водонефтяной смеси полученной из пласта. По данным плотнограммы определяют средневзвешенную по столбу плотт . ность водонефтяной смеси по формуле .)| (1,0, где р- - средняя плотность в ин-; тервале глубины , г/сЙ Отбирают пробы и пластовой воды, определяют среднее значение их плотностей Рн и pg , а затем определйют нефтеводосодержание и долю оды в объеме водонефтяной смеси пластовых жидкостей по формулам (1), Если, кроме смеси пластовой воды и нефти, в тру&ах имеются другие жидкости: промывочная жидкость, ее фильтрат, техническая вода, необходи но отобрать их пробы, определить их объемы по плотнограмме и по аналогичным же формулам определить до;ж нрфти в каждой из жидкостей и долю этих жидкостей в смеси их с нефтью. Для этого используются приведенные .формулы (О и (2), в которых вмести индекса воды в пишется поочередно индекс каждой из упомянутых жидкостей. При наличии, кроме нефти и воды, промывочной и других жидкостей в трубах, с целью контроля и повьшения точности способа, при дальнейшем подъеме труб в начале развийчива1лия резьбового соединения каждой трубы отбирается проба жидкости в объеме не менее 0,5 л, определяется ее удельный вес и с помощью центрифугирования, добавления деэмульгаторов и т.п. осуществляют определение объема нефти в пробе жидкости и определение плотности нефти и данной жидкости ареометром, что является проверкой и уточнением общего содержания нефти и воды в добытой пластоиспытателем жидкости из пласта, пу7тем использования приведенных формул. 6 конце подъема пластоиспытатель ного инструмента из скважины производятся операции по извлечению глубинных манометров, по промывке узлов пластоиспытателя и по подготовк их для новых исследований в скважин Поскольку в процессе подготовки скважины к испытанию и при ее преды дущей эксплуатации в забойных зонах может скопиться повышенное содержание воды извлекаемое при первом цикле испытания, второй и даже третий циклы испытания необходимо провести для повышения точности и достоверности метода, причем более поз ний цикл испытания, как правило, дает более точное значение содержания воды. Пример. Исследования скважины ff 599, которые проводились в конце 1979 года. Второй пласт угленосной свиты в интервале перфорации 1255, 5-1257,6 м исгштаи путем двух циклов работы пластоиспытателя типа КИИ-95 (комплекта испытательных инструментов), диаметром 95 мм, сос тоит из клапанных, пакерных и других устройств для работы в скважинах диаметром 110-170 мм. Главный узел КИИ называется испытателем пластов и поэтому комплект часто на зывают испытателем пластов или пластоиспытателем. I цикл. В начале спуска КИИ а скважину на трубах периодически присоединяют к верхней трубе газовый счетчик ГСБ- 00 (ГОСТ б бЗ-ЗЗ) с пределами измерения л/м (до 9,6 M-VcyT). При этом в начале спуска подток жидкости не отмечен, а в конце спуска подток увеличился за счёт негерметичности труб и достиг 0,75 . Этот дебит подтока при последующей интерпретации результатов ис-: пытания учтен путем вычитания из среднего дебита притока, который с учетом этой корректировки Определен в 193., MVcyT, пластовое давление в ,39 МПз, гидропроводность по дан ным КВД равна 1510 MVc МПа. Процент воды в жидкости определен по известному способу и составляет 91 Доля воды в жидкости составляет VB 0,91, а нефтеводосодержаV r7 VH 0,1. Определяют средневзве ние шенную плотность водонефтяной смеси (У ЩгГ Ь0680 и нефтеводонасыщенность (по данным р.,, плотнрсти нефти ftj 0,8900 и воды 1,1096). 0,247. Кроме того, определяют долю воды - 0,802. в воднонефтяной смеси: И цикл. Время ожидания притока 5 мин, время ожидания построения КВД 90 мин, средний дебит притока 120, , пластовое давление 7,9 атм, гидропроводность 20 Д.см/сПа, процент воды 91% такой же как и в I цикле испытания. По данным плотнограммы, полученной после II цикла испытания, и отбора проб с нефтью и водой, аналогично вычислены средневзвешенная плотность и нефтенасыщенность (tv,)ff 1,031; .0.652; -.О ,535. Такие же исследования с помощью платоиспытателя КИИ-95 и Гамма-плотномера проведены на скважинах т 1331, 1188 и 90. Сравнительные данные определения нефтеводосодержания по предлагаемому и известным способам приведены в таблице. Из таблицы видно, что погрешность по предлагаемому способу значительно меньше погрешности известного, причем повторный цикл исследования даст меньшую погреижость, что указывает на необходимость второго и даже третьего цикла исследования для малодебитных пластов в испытываемых скважинах, когда в них находится глинистый раствор или другая суспензированная промывочная жидкость. Если сравнивать повторные данные обоих способов.то видно, что известный способ дает заниженные значения нефтеводосоде ржания ( ) от 5 до 7 раз и поэтому несомненно, что при применении этого способа многие промышленные, но малодебитные притоки от 10 до 30 т/сут могли быть оценены как непромышленные и эти разведочные скважины могли быть ликвидированы, что нанесло большой урон народному хозяйству. По данным таблицы также видно, что из-за негерметичности труб недоброкачественными оказались два цикла исследования пластов в скважине N 1188 и в скважине № 90, а если бы был использован газовый счетчик для контроля за герметичностью в процессе спуска труб с пла тоиспытателем, то неудача по этой причине не произошла бы, так как своевременно была бы замечена и устранена причина негерметичности. При наличии достоверных данных, полученных предлагаемым способом, их можно использовать для определе ния коэффициента нефтенасьяценности пласта (графа 13 таблицы) по данны известной функции Баклея-Леверетта Техникогэкономический эффект предлагаемого способа заключается возможности определения коэффициен та нефтенасыщенности по да ным исследования пластоиспытателя 7О плотнор«ера, что является весьма важным параметром для оперативного контроля за разработкой нефтяных месторождений. Этот способ особенно важен на месторождениях с групповым сбором продукции скважин в общий трубопровод, где нет возможности исследовать каждую скважину в отдельности. Кроме того, возможно определение за счет повышения точности нефтеводосодержания и нефтенасыщенности, не пропустить промышленный приток нефти в разведочных малодебитных пластах с производительностью от пластах 50 мг/сут и менее. Годовой экономический эффект составит 8,75 млн. руб. Удорожание работ по испытанию, которое составит не более 2 тыс. руб. на 1 объект (при повторных циклах работе и работе партии плотномера) 2,4 млн. руб. Вычитая эти затраты получим чистую экономию 6,35 млн.руб,