RU2431035C2 - Способ определения момента прорыва пластового флюида - Google Patents
Способ определения момента прорыва пластового флюида Download PDFInfo
- Publication number
- RU2431035C2 RU2431035C2 RU2009149591/03A RU2009149591A RU2431035C2 RU 2431035 C2 RU2431035 C2 RU 2431035C2 RU 2009149591/03 A RU2009149591/03 A RU 2009149591/03A RU 2009149591 A RU2009149591 A RU 2009149591A RU 2431035 C2 RU2431035 C2 RU 2431035C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation fluid
- temperature
- fluids
- pumping
- breakthrough
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 230000009545 invasion Effects 0.000 title abstract 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 19
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 9
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата. Техническим результатом является повышение точности определения момента прорыва пластового флюида. Для этого из необсаженной скважины посредством откачивания осуществляют отбор пробы смеси флюидов, состоящей из фильтрата бурового раствора и пластового флюида. В процессе откачивания проводят измерение температуры откачиваемых флюидов. По полученным значениям строят график зависимости производной измеренной температуры откачиваемых флюидов от времени. Определяют момент прорыва пластового флюида по изменению знака производной температуры на графике. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата, мобильности пластового флюида, контраста вязкости между пластовым флюидом и фильтратом и т.д.
Уровень техники
При бурении с положительным дифференциальным давлением фильтрат бурового раствора внедряется в пласт, и при отборе пластового флюида проба загрязнена. Углеводородная проба загрязнена фильтратом бурового раствора на нефтяной основе. Проба воды загрязнена фильтратом бурового раствора на водной основе. Определение свойств пластового флюида по загрязненной пробе приводят к значительным ошибкам. Поэтому для получения чистой пробы необходим длительный процесс откачки, в течение которого происходит очистка пробы. В процессе очистки определение момента прорыва пластового флюида очень важно, например, для определения глубины внедрения фильтрата. Существующие методы определения прорыва основаны на измерениях оптической плотности откачанных флюидов. Недостатками известных способов определения момента прорыва пластового флюида является большая погрешность измерений оптической плотности отбираемой пробы.
Идея оптического мониторинга процесса очистки пробы основана на законе Бир-Ламберта, утверждающего, что оптическая плотность (OD) смеси двух флюидов равна сумме их оптических плотностей, взвешенных с их мольными концентрациями в смеси. Очевидно, что решение уравнения с двумя неизвестными не является единственным и таким образом не позволяет определить уровень загрязнения во время процесса очистки пробы. Для устранения неединственности решения вводится приближенное асимптотическое решение.
Наиболее близким аналогом изобретения (прототипом) является способ определения момента прорыва пластового флюида, заключающийся в том, что в необсаженную скважину опускают устройство для отбора пробы смеси флюидов, состоящей из фильтрата бурового раствора и пластового флюида, содержащее корпус, стандартный зонд и гидравлическую систему, описанное в статье [[Mullins O.C., Schroer J.: Real - time determination of filtrate contamination during openhole wireline sampling by optical spectroscope. Paper SPE 63071 presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exibition, Dallas, TX, 1-4 October 2000]. В процессе отбора пробы (откачивания) флюидов осуществляют измерения оптической плотности флюидов. Недостатком указанного способа является получение приближенного решения для определения момента прорыва пластового флюида.
В предлагаемом способе определения момента прорыва пластового флюида необходимости в использовании приближенного решения нет, что позволяет повысить точность определения момента прорыва пластового флюида.
Сущность изобретения
Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, состоит в создании простого и точного способа определения момента прорыва пластового флюида.
В настоящем изобретении предлагается новый способ определения момента прорыва пластового флюида по температурным измерениям.
Технический результат, достигаемый при реализации заявляемого технического решения, заключается в повышении точности определения момента прорыва пластового флюида.
Поставленный технический результат достигается за счет того, что из необсаженной скважины посредством откачивания осуществляют отбор пробы смеси флюидов, состоящей из фильтрата бурового раствора и пластового флюида, причем в процессе откачивания проводят измерение температуры откачиваемых флюидов, по полученным значениям строят график зависимости производной измеренной температуры откачиваемых флюидов от времени и определяют момент прорыва пластового флюида по изменению знака производной температуры на графике.
Откачивание может быть осуществлено при помощи устройства для отбора проб, содержащего корпус, стандартный зонд и гидравлическую систему.
Измерение температуры флюидов в процессе откачивания может быть осуществлено с помощью по меньшей мере одного термодатчика, размещенного в гидравлической системе устройства для отбора проб.
Краткое описание чертежей
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.1 приведен вид устройства для отбора пробы смеси флюидов, на котором
1 - термодатчик,
2 - корпус,
3 - стандартный зонд,
4 - гидравлическая система.
На Фиг.2 показано изменение во времени загрязнения откачиваемых флюидов и производная по времени температуры.
На Фиг.3 показано изменение температуры откачиваемых флюидов от времени откачки.
Осуществление изобретения
Устройство для откачивания смеси флюидов состоит из корпуса 2, стандартного зонда 3, насосного модуля 6, связанных между собой при помощи гидравлической системы 4, по которой через зонд 3 откачиваемые флюиды поступают в камеру 5 для хранения пробы. Стандартный зонд может быть двойным, двухпакерным. По меньшей мере один термодатчик 1 установлен на входе откачиваемых флюидов в гидравлическую систему 4.
Способ определения момента прорыва пластового флюида основывается на регистрации изменения знака производной температуры на графике зависимости производной температуры откачиваемых флюидов от времени. Способ применим для как для вертикальных, так и для горизонтальных скважин.
В процессе бурения скважины температурное состояние призабойной зоны меняется следующим образом: во время циркуляции бурового раствора призабойная зона захолаживается, затем во время остановки скважины температура призабойной зоны восстанавливается. Температура откачиваемых флюидов измеряется с помощью по меньшей мере одного термодатчика, установленного на входе в гидравлическую систему устройства для отбора пробы смеси флюидов. Проводят откачивание смеси флюидов, состоящей из фильтрата бурового раствора и пластового флюида, и одновременно с операцией откачивания осуществляют измерение температуры откачиваемых флюидов с помощью по меньшей мере одного термодатчика. По полученным значениям строят график зависимости производной температуры откачиваемых флюидов от времени и определяют момент прорыва пластового флюида. Как видно из фиг.2, в момент прорыва пластового флюида наблюдается изменение знака производной температуры, что соответствует появлению небольшого пика на графике температуры откачиваемых флюидов (фиг.3). По регистрации данного изменения определяют момент прорыва пластового флюида.
Предложение соответствует критерию «промышленная применимость», поскольку его осуществление возможно при использовании существующих средств производства с применением известных технологий.
Claims (3)
1. Способ определения момента прорыва пластового флюида, заключающийся в том, что из необсаженной скважины посредством откачивания осуществляют отбор пробы смеси флюидов, состоящей из фильтрата бурового раствора и пластового флюида, отличающийся тем, что в процессе откачивания проводят измерение температуры откачиваемых флюидов, по полученным значениям строят график зависимости производной измеренной температуры откачиваемых флюидов от времени и определяют момент прорыва пластового флюида по изменению знака производной температуры на графике.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что откачивание осуществляют при помощи устройства для отбора проб, содержащего корпус, стандартный зонд и гидравлическую систему.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что измерение температуры флюидов в процессе откачивания осуществляют по меньшей мере одним термодатчиком, размещенным в гидравлической системе устройства для отбора проб.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009149591/03A RU2431035C2 (ru) | 2009-12-31 | 2009-12-31 | Способ определения момента прорыва пластового флюида |
| BRPI1005067-1A BRPI1005067A2 (pt) | 2009-12-31 | 2010-12-29 | mÉtodo para identificaÇço da invasço de fluido da formaÇço |
| US12/981,058 US20110155464A1 (en) | 2009-12-31 | 2010-12-29 | Method for the identification of the formation fluid invasion moment |
| MX2011000050A MX2011000050A (es) | 2009-12-31 | 2011-01-05 | Metodo para la identificacion del momento de invasion de fluido de formacion. |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009149591/03A RU2431035C2 (ru) | 2009-12-31 | 2009-12-31 | Способ определения момента прорыва пластового флюида |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009149591A RU2009149591A (ru) | 2011-07-10 |
| RU2431035C2 true RU2431035C2 (ru) | 2011-10-10 |
Family
ID=44186094
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009149591/03A RU2431035C2 (ru) | 2009-12-31 | 2009-12-31 | Способ определения момента прорыва пластового флюида |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110155464A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI1005067A2 (ru) |
| MX (1) | MX2011000050A (ru) |
| RU (1) | RU2431035C2 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102619503B (zh) * | 2012-04-11 | 2015-10-07 | 上海大学 | 电缆地层测试器 |
| CN104215405A (zh) * | 2013-06-03 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分层注水井封隔器验封方法及验封工具 |
| CN103806910A (zh) * | 2014-03-04 | 2014-05-21 | 中国海洋石油总公司 | 一种随钻地层取样系统 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070151727A1 (en) * | 2005-12-16 | 2007-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole Fluid Communication Apparatus and Method |
| US7445934B2 (en) * | 2006-04-10 | 2008-11-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index |
| US20080041594A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-02-21 | Jeanne Boles | Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones |
-
2009
- 2009-12-31 RU RU2009149591/03A patent/RU2431035C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-12-29 BR BRPI1005067-1A patent/BRPI1005067A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-12-29 US US12/981,058 patent/US20110155464A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-01-05 MX MX2011000050A patent/MX2011000050A/es not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009149591A (ru) | 2011-07-10 |
| US20110155464A1 (en) | 2011-06-30 |
| MX2011000050A (es) | 2011-06-29 |
| BRPI1005067A2 (pt) | 2013-04-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8434356B2 (en) | Fluid density from downhole optical measurements | |
| US11719096B2 (en) | Contamination prediction of downhole pumpout and sampling | |
| US8528396B2 (en) | Phase separation detection in downhole fluid sampling | |
| US7299136B2 (en) | Method and apparatus for estimating of fluid contamination downhole | |
| EP3019689B1 (en) | System and method for operating a pump in a downhole tool | |
| US9416656B2 (en) | Assessing reservoir connectivity in hydrocarbon reservoirs | |
| US7445934B2 (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index | |
| CA2825177C (en) | Method and apparatus for evaluating fluid sample contamination by using multi sensors | |
| US20090049904A1 (en) | Automated formation fluid clean-up to sampling switchover | |
| AU2014287672A1 (en) | System and method for operating a pump in a downhole tool | |
| US20100206063A1 (en) | Methods and apparatus to use multiple sensors to measure downhole fluid properties | |
| AU2012209236A1 (en) | Method and apparatus for evaluating fluid sample contamination by using multi sensors | |
| US9835029B2 (en) | Downhole fluid analysis methods for determining viscosity | |
| US11814956B2 (en) | System and methodology for determining phase transition properties of native reservoir fluids | |
| US10941655B2 (en) | Downhole filtrate contamination monitoring with corrected resistivity or conductivity | |
| RU2431035C2 (ru) | Способ определения момента прорыва пластового флюида | |
| US10689979B2 (en) | Flowline saturation pressure measurement | |
| US8762063B2 (en) | Analyzing fluid within a context | |
| Gisolf et al. | Accurate New Solutions for Fluid Sample Contamination Quantification, with Special Focus on Water Sampling in Water-Base Mud | |
| Ursic | Case Studies at Several Environmental Sites Using a Multi-Parameter Borehole Water Quality Investigation Tool | |
| Wu et al. | Pre-Job Modeling and Real-Time Measurements of In-Situ Fluid Properties Enable Efficient Focused-Fluid Sampling | |
| RU2097554C1 (ru) | Способ определения фазовых дебитов в нефтяной скважине | |
| WO2007120553A2 (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170101 |