Способ определения нефтеводосодержания пластовой жидкости

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕВОДОСОДЕРЖАКИЯ ПЛАСТОВОЙ ЗИДКОСТИИзобретение относится к горной промышленности, конкретно к испыта" нию и исследованию скважин и пластов с помощью пластоиспытателей.Известны способы определенйя неф теводосодержания жидкости, добытой при исследовании пласта пластоиспытателем, т.е. отнощение объема нефти к объему пластовой воды. Согласно способу комплект узлов пластоиспытв-. теля с пакерами спускают в скважину на трубах, гериетичность соединений которых контролирует по изменению уровня жидкости в кольцевом эатрубном пространстве на устье скважины, а водонефтесодержание жидкости, полу5 ченной в трубы из пласта в процессе его испытения, - путем вытеснения этой жидкости иэ труб на поверхность, обратной циркуляцией промывочной жидкости, где она имеет возможность отстояться и разделиться на фазы.Однако этот способ определения нефтеводосодержания является весьма йтрудоемким, так как он требует оста. новки процесса подъеиа труб, открытия цмркуляционного клапана путем бросания внутрь труб щтока или путем создания превыщения давления в трубах над эатрубным давлением, присоединения к верхнему концу труб трубопровода до запасной емкости (если она ииеется), создания перепада давления подкачкой в затрубнов пространство проиывочной жидкости, ожидания слива в запасную емкость водонефтяной смеси с постоянным отборои проб, чтобы не допустить туда попадания промывочной жидкости и отстаивания водонефтяной сиеси до разделения ее фаэ и определения количества нефти, воды и их соотнощения.Учитывая больщую трудоемкость этого способа и большие затраты времени на него этот способ применяется Весьма редко.Известен также способ определения нефтеводосодержания, заключаю35 40 45 50 55 3 90щийся в том, что собирают и опускаютв скважину на трубах комплект узловпластоиспытателя, состоящий из забойного башмака-заглушки, хвостовика,фильтра, пакера, ясса, переводникадля установки глубинного манометра,испытателя пластов, запорного клапана, 2-3 свечей труб, циркуляционногопереводника,При дальнейшем наращивании колонны труб и спуска ее в скважину,резьбовые соединения труб смазываютконсистентной смазкой и крепят механическими или машинными ключами.В процессе спуска и при последующеможидании притока постоянно контролируют герметичность колонны путейпроверки наличия уровня жидкостив кольцевом пространстве на устьескважины (понижение уровня говорито подтоке жидкости в трубы из затрубного.пространства через негерметичные соединения труб),При достижении забоя приклады"вают нагрузку от веса труб на узлыпластоиспытателя, в результате чегопакеры селективно разобщают испытываемую зону скважины от остальногоего ствола, а затем открываетсявпускной клапан испытателя пластови жидкость из последувмого пласта поддействием разности пластового давления и давления в трубах проходитчерез узлы пластоиспытателя и заполняет частично пустую полость труб,на что затрачивается определенноевремя, называемое "ожиданием притока".Затем с помощью специальногозапорного клапана или клапана самого испытателя пластов приток жидкости закрывают и с целью построениякривой восстановления давления вьЧерживают скважину на определенное время "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 эатрубное пространство с целью предотвращения поршневания и дренирования пласта, При появлении труб с жидкостью на поверхности считают сколько свечей (свеча-соединение 2 или 3, труб 7227 4 длиной 25 или 37 м) поднято пустыми, сколько - с глинистым раствором или с водой, с фильтратом, снефтью, отмечают степень раэгазирования жидкости в трубах (качественно), определяют объемы поднятых жидкостей (по количеству свечей), регистрируют .изменение удельного веса жидкости в трубах путем отбора проб в,через равные интервалы в 2-5 свечей, Недостатками способа являются низкая точность определения количества нефти, поднятой с трубами на поверхность, поскольку за время15 подъема труб на поверхность нефть и вода не успевают разделиться по своим удельным весам в должной мере и в верхней части столба жидкостиоказывается лишь небольшая часть нефти, а ее основная масса частоеще находится в смеси с водой, фиды ратом и глинистым раствором в видеэмульсии и ее объем определить неудается, низкая точность определенияобъема воды, Фильтрата глинистого раствора или. Другой заменяющей егопромывочной жидкости, посколькуконтроль 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.Тонность определения также определяется за счет неучтенного подтока жидкости иэ 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, цто несомненно приводит к неправильной оценке промышленной значимости испытываемого пласта- объекта и в отношении малодебитных пластов с дебитом 10-30 максут оцень 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 подъемостанавливают и, после выхода иэ жидкости свободного газа в трубы спускают плотомер, по полученной плотнограмме определяют средневзвешенное значение по столбу жидкости плотность водонефтяной смеси, а затем определяют нефтесодержание и долю воды в водонефтяной смеси по формулам:10он Рь Рсм 1 1 Рсм Ь"ь "Ром.РнЧ,Чи Р, ргде Ч ,Чн - объемы воды и нефти3соответственно, м;плотность добчтых изпласта воды и нефти,г/см9 . - средневзвешенная плотСМность жидкости по столбуводонефтяной смесиэ 7/смКроме того, с целью использования способа в скважинах, содержащих1 Ясуспенэированную промывочную жидкостьотбор проб производят по всему столбу жидкости, в отобранных пробахосуществляют разделение фаз, напри"мер, центрифугированием и определяютих соотношение и плотности.Способ осуществляет следующимобразом.Производят спуск узлов пластоиспытателя в скважину на трубах, прикотором колонны труб перед наращи- ЗЗванием очередной трубы или свечиее резьбовые соединения уплотняютс помощью герметизирующего материала (пеньковый или льняной шнур,пленка ФУМ и др.), крепят механичес вкими или машинными ключами и перио"дически проверяют при спуске колонны степень. ее герметичности с помощьюгазового счетчика, региетрируя повыходу. воздуха из труб минимально фЭдопустимый дебит подтока жидкостив трубы, который затем учитываютпри интерпретации и который долженбыть к концу спуска колонны не более0,0 л/с, (ито соответствует: вэ2 м /сут), в если ои более этогопредела, обнаруживают места негерметичности, устраняют ее причину.гПри достижении забоя по известной технологии производят посадкупакера, испытание пласта-объектана приток и на восстановление даетления, снятия пакера и подъем инструмента. При появлении на поверхности труб жидкости дальнейший подъем останавливают, определяют общий объем притока жидкс:ти в процессе испытания пласта и, после окончания выхода из жидкости свобод" ного газа, находящегося в ней в виде пузырьков, спускают в электро- кабеле внутрь труб геофизической прибор, например гаммаплотномер, который регистрирует по всему стол" бу жидкости над пластоиспытателем значения плотности водонефтяной смеси полученной из пласта.По данным плотнограммы определяют средневзвешенную по столбу плот- ность водонефтяной смеси по формулер,:(,б, Р), (," .)где Р - средняя плотность в интервале глубины Ь э г/смОтбирают пробы нефти и пластовой воды, определяют среднее значение их плотностей 1 и )2 , а затем опре делют нефтеводосодержание и долю воды в объеме водонефтяной смеси пластовых жидкостей по формулам (1),бсли, кроме смеси пластовой воды и нефти, в трубах имеются другие жидкости: промывочная жидкость, ее Фильтрат, техническая вода, необходи мо отобрать их пробы. определить их объемы по плотнограмме и по аналогичным же Формулам определить долю н 2 фти в каждой иэ жидкостей и долю этих жидкостей в смеси их с нефтью. Для этого используются приведенные формулы (1) и (2), в которых вместб 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 повьш 0 ения точности способа, при дальнейшем подъеме труб в начале развийчиващия резьбового соединения каждой трубы отбирается проба жидкости в объеме не менее 005 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 арсометром, что является проверкой и уточнением общего содер" жания нефти и воды в добытой пластоиспытателем жидкости из пласта, пу"7 9072тем использования приведенных формул.В конце подъема пластоиспытательного инструмента из скважины производятся операции по извлечению глубинных манометров, по промывке узлов пластоиспытателя и по подготовкеих для новых исследований в скважине.Поскольку в процессе подготовкискважины к испытанию и при ее преды Одущей эксплуатации в забойных зонахможет скопиться повышенное содержание воды извлекаемое при первомцикле испытания, второй и даже третий циклы испытания необходимо про- звести для повышения точности и достоверности метода, причем более поздний цикл испытания, как правило,дает более точное значение содержа"ния воды, 20П р и м е р, Исследования скважины Ю 599, которые проводились вконце 1979 года, Второй пласт угленосной свиты в интервале перфорации1255, 5-1257,6 м испытан путем двухциклов работы пластоиспытателя типаКИИ(комплекта испытательныхинструментов), диаметром 95 мм, состоит из клапанных, пакерных и дру"гих устройств для работы в скважинах диаметром 110-170 мм. Главныйузел КИИ называется испытателемпластов и поэтому комплект часто на.зывают испытателем пластов илипластоиспытателем,1 цикл. В начале спуска КИИ вскважину на трубах периодическиприсоединяют к верхней трубе газо"вый счетчик ГСБ(ГОСТ 6963-53)с пределами измерения 0-900 л/ч(до 9,6 мЗ/сут). При этом в началеспуска подток жидкости не отмечен,а в конце спуска подток увеличилсяза счет негерметичности труб и достиг 0,75 м /сут,Этот дебит подтока при последующей интерпретации результатов ис-пытания учтен путем вычитания изсреднего дебита притока, который сучетом этой корректировки определен 50в 193.,4 м/сутф пластовое давлениев 9,39 ИПа, гидропроводность по данным КВД равна 1510 мэ/с ИПа, Процент воды в жидкости определен поизвестному способу и составляет 91 55Доля воды в жидкости составляетр - 7- = 0,91, а нефтеводосодержаЧВН 27 8Чнние г 1- 0Определяют средневзвеВ шенную плотность водонефтяной смеси насыщенность (по даннымплотности нефти 6 = 0,8900 и воды1,1096) . тв: 0,207,ВКроме того, определяют долю воды в воднонефтеноД снеси:и. 0,802.Чяцикл. Время ожидания притока 5 мин, время ожидания построения КВД 90 мин, средний дебит притока 120,9 м /сут, пластовое давление397,9 атм, гидропроводность 20 Д,см/сПа,. процент воды 91 такой же как и вцикле испытания. По данным плотнограммы, полученной послецикла испытания, и отбора проб с нефтью и водой, аналогично вычислены средневзвешенная плотность и нефтенасыщенность ( Я 8) = 1,0316Ор:.:0,6521 -д"- - 0535.ЧВВ НТакие же исследования с помощью платоиспытателя КИИи Гамма-плот- номера проведены на скважинах Еф 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 погрешностьв что указывает на необходимость второго и даже третьего цикла исследования для малодебитных пластов в испытываемых скважинах, когда в них находится гли. нистый раствор или другая суспензированная промывочная жидкость.бсли сравнивать повторные данные ббоих способовто видно, что известный способ дает заниженные значения нефтеводосодержания (Чм/Ч ) от 5 до 74 раз и поэтому несомненйо, 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 быть9 90 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 Ю 1188 и в скважине У 90, а если бы был использован газовый счетчик для контроля за герметичностью в процессе спуска труб с плас. 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 испольэовать для определения коэффициента нефтенасыщенности пласта (графа 13 таблицы) по данным известной Функции Баклея-Леверетта.Технико-.экономический эффект предлагаемого способа заключается в возможности определения коэффициен.- та текущей нефтенасыщенности по данным исследования пластоиспытателя и 7227 10плотноера, что является весьмаважным параметром для опеоативногоконтроля за разработкой нефтяныхместорождений,3 Этот способ особенно важен наместорождениях с групповым сборомпродукции скважин в общий трубопровод, где нет возможности исследовать каждую скважину в отдельности.1 в Кроме того, возможно определениеэа счет повышения точности нефтеводосодержания и нефтенасыщенности,не пропустить промышленный притокнефти в разведочных малодебитных1 пластах с производительностью от50 м /сут и менее.Годовой экономический эффектсоставит 8,75 млн, руб. Удорожащ ние работ по испытанию, которое сос"тавит не более 2 тыс. руб, на 1объект (при повторных циклах работаи работе партии плотномера)2,4 млн. руб. Вычитая эти затраты, 25 получим чистую экономию б,35 млн.руб,т 9 э х1 1 11 ф Э С - к О ЭХ схт фх ф о о ст а 1- О х хо а фсй 1- о оы сох 11 11з х ж Х % ОЪ 01 1О Ю х 6 30 щ ооХЭЭО Озаес стс оФл 1 1 1 1-Я оО Э О 1 с ах 1 фо иИ К ХЕ ЕЭ 3л 1 О Юа а 1до Ф Ф 30 а Орфч УфЪ.ОР СО г с ОЪ ОЪ Оф 3 Ф Ф О а Фэ ф О л О Ф Ф О Ф О О л а Ю Ю л ФЮ Г Ч 1 1 1111 11 1 11 1 11 1 1х Э с о о:ь Ф 3 ага о ая е слх вой хоох с Хух 3 х О