Способ отбора проб пластовой жидкости в фонтанной скважине

ОПИСАН ния. Для этого после создания на забое фонтанной скважины давления, близкого к пластовому, производят снижение давления в скважине до величины давления насыщения пласто вой 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,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. способа отбора и в промысловых рации в такой поОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМРИ ГКНТ СССР ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(71) Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(54) СПОСОБ ОТБОРА ПРОБ ПЛАСТОВОЙЖИДКОСТИ В ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЕ.(57) Изобретение относится к нефтянойпром-сти и м.б. использовано при разведкеи разработке нефтяных месторождений.Цель - обеспечение отбора представительной пробы пластовой жидкости при значениях давления насыщения большихзабойного, но меньших пластового давлеИзобретение 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 осуществлении данного способа отбора проб пластовой жидкости.Для осуществленияпроб пластовой жидкостусловиях производят опеследовательности,1602979 А 150 фтенасыенная по скважины где п =70,4 щенная тол геофизичес(ГИС); в=0,10 ная по ГИС рн =0,88 определенна,определен пористость плкерну;- нефте нася по ГИС и ыщенность пласта,керну; Посредством остановки скважины создают на ее забое давление, близкое к пласто Во му.Последующим пуском скважины в работу производят снижение, давления на забое 5 скважины до величины, близкой к величине давления насыщения жидкости газом.Указанные циклы повышения и снижения давления в скважине повторяют расчетное число раз. 10В начальный момент пуска скважины в работу во время цикла, следующего эа расчетным, производят взятие глубинной пробы с помощью пробоотборника.Пример осуществления способа отбора 15 проб пластовой жидкости в промысловых условиях.Способ отбора проб пластовой жидкости в промысловых условиях реализован на нефтяной фонтанной скважине с притоком 20 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 25 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 30 через штуцер с отверстием 3 мм, дебит 24,3 м /сут, а забойное давление Рз= =16,5 МПа, т.е. ниже давления насыщения Р=17,75 МПа,Далее проводят гидродинамические. 35 исследования скважины и снимают кривую восстановления забойного давления (КВД), которое поднялось до 19,8 МПа, По КВД определяют49,4 см /МПас, гпр.=з =0,08 см и коэффициент продуктивности 406,9 м /сут МПа,По формуле (1) производят расчет времени Т (сут,), необходимого для удаления разгазированной жидкости иэ приэабойной зоны скважины, что гарантирует отбор 45 представительной пробы4 ЯЯ 3 3т- ц гпр,=0,08 см - приведенный радиус скважины, определенный по кривой восстановления давления (КВД);=49,4 см /МПа с - гидропроводность пласта, определенная по КВД;Р=17,75 М Па - давление насы щения нефти, взятое по результатам исследования проб, отобранных в остановленной скважине при забойном давлении 18,8 МПа (по прототипу);е - основание натурального логарифма; цо=24,3 м /сут=314 см /с - начальный дебит скважины в пластовых условиях на установившемся режиме при работе ее через штуцер с отверстием 3 мм;Рэ=16,5 МПа - забойное давление при работе скважины с начальным дебитом оо (по аналогу);ц, м /сут - средний дебит скважины в пластовых условиях во время периодического фонтанирования со средним забойным давлением (Рз).Средний дебит скважины ц определяют исходя иэ промысловых замеров пластового давления (Рпл= 20,45 МПа), коэффициента продуктивности скважины (6,9 м /сутМПа), а также - минимальной величины забойного давления (Рз"), которую находят из выражения:Рз" "=Рз+1,0=18,75 МПа,где Р=17,75 МПа - давление насыщения нефти газом.Величину ц рассчитывают по формуле;Ц=(Рпл - Рз) (2) РУпПричем величина Рз равна 19,6 МПа, а (=5,8 м /сут,Таким образом, установлено, что время Т, необходимое для удаления разгазированной нефти иэ призабойной зоны скважины при постоянной работе скважины с дебитом ц 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 МКна основании известной формулы - уравнения пьезопроводности, описывающего процесс изменения давления жидкости в упругом пласте в варианте суперпозиции,1602979 Расчет указанного времени цикла по известной формуле можно проводить вручную, не пользуясь микрокалькулятором, атакже можно получить с помощью глубинного манометра, установленного на забое 5скважины.По результатам расчетов на микрокалькуляторе строят график изменения давлений на забое скважины во времяосуществления способа, Этот график изображен на чертеже.График показывает, что время работыскважины после ее пуска 54 мин, что соответствует отрезку на графике А 1-1, а времяпростоя скважины 133 мин, что соответствует отрезку на графике с1-з.Число цикло работы скважины определяют, исходя из времени Т, равного 364 мин,которое гарантирует отбор представительной пробы, имеем: 364 мин: 54 мин=7 циклов. Поскольку каждый цикл включаетвремя работы скважины после ее пуска(когда снижается давление в скважине) и времяее простоя (когда давление в скважине повышается), то общее время циклической работы скважины составит; (54 мин+133мин)х 7 циклов=187 мин х 7 циклов=1309мин=22 ч.На основе полученных результатов приступают к осуществлению способа в промысловых условиях,Скважину пускают в работу и производят снижение давления на забое до величины, близкой к величине давлениянасыщения жидкости газом Рз=17,75 МПэ. 35После чего скважину опять останавливают ипроизводят повышение давления на забоедо величины, близкой к 19,8 МПа. Так осуществляют 7 циклов повышения и снижениядавления на забое посредством пусков в 40работу ьа 54 мин в каждом цикле и остановок ее на 133 мин в каждом цикле согласнорасчету.Отбор глубинной пробы проводят глубинным пробоотборником ВПП - 300 в начале 8-го цикла пуска скважины в работу,когда давление на забое на глубине 1860 м19,8 МПа,Для сравнения на указанной скважинепроведены испытания известных способов 50отбора пробы пластовой жидкости. Отбор глубинной пробы известным способом проводят в двухфазном потоке нефтегазовой смеси, в связи с чем в глубинном 55 пробоотборнике оказалась проба нефти с избытком свободного газа. Свободный газ полностью растворился в нефти при давлении 22,8 МПа, превышающем пластовое давление (20,45 МГа). Проба, отобранная согласно прототипу, также содержала свободный гаэ, который растворился в нефти при давлении 17,75 МПа,Из этих проб для физико-химического анализа 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 - 17,90=2,55 МПэ в сторону снижения,т.е. первоначальное значениедавления насыщения завышено на 12,5 о .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 МПэ - 18,8 МПа=1 МПа.Перед отбором пробы из призабойной зоны пласта извлечено 14 м пластовойжидкости 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 Способ отбора проб плэстовой жидкости в фонтанной скважине, включающий создание на ее забое давления, близкого к пластовому, путем остановки скважины с последующим взятием глубинной. пробы, отличающийся тем,что,сцельюобеспечения отбора представительной пробы пластовой жидкости при значениях давления насыщения больших забойного, но меньших пластового давления, после создания на забое скважины давления, близкого к пластовому, производят снижение давления в скважине до величины давления насыщения пласто вой 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 про бы производят при очередном цикле в начальный момент пуска скважины в работу, соответствующий максимальной скорости продвижения пластовой жидкости по стволу скважины,