SU1602979A1 - Способ отбора проб пластовой жидкости в фонтанной скважине - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефт ной промышленности и может быть использовано при разведке и разработке нефт ных месторождений. Цель - обеспечение отбора представительной пробы пластовой жидкости при значени х давлени  насыщени  больших забойного, но меньших пластового давлени . Дл  этого после создани  на забое фонтанной скважины давлени , близкого к пластовому, производ т снижение давлени  в скважине до величины давлени  насыщени  пластовой жидкости газом посредством пуска скважины в работу. После этого в скважине повышают давление путем ее остановки. Циклы повышени  и снижени  давлени  в скважине ведут многократно. Вз тие глубинной пробы производ т при очередном цикле в начальный момент пуска скважины в работу, соответствующий максимальной скорости продвижени  пластовой жидкости по стволу скважины. Способ позвол ет повысить более чем в 2 раза количество фонтанных скважин, работающих с забойными давлени ми ниже давлени  насыщени  и пластовыми давлени ми выше давлени  насыщени . 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относитс  к области нефт ной промышленности и может быть использовано при разведке и разработке нефт ных месторождений.

Целью изобретени   вл етс  обеспечение отбора представительной пробы пластовой жидкости при значени х давлени  насыщени  больших забойного, но меньших пластового давлени .

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

Дл  осуществлени  способа отбора проб пластовой жидкости в промьюловых услови х производ т операции в такой последовательности .

Определ ют величины забойного давлени , пластового давлени  со сн тием кривой восстановлени  давлени  и ориентировочное значение давлени  насыщени  пластовой жидкости газом в фонтанной скважине, из которой намечено произвести отбор пробы пластовой жидкости . .

Определ ют расчетным путем количество циклов повышени  давлени  на забое скважины путем ее остановки и снижени  этого давлени  до величины, близкой к величине давлени  насыщени  жидкости газом посредством пуска скважины в работу, которые необходимо произвести дл  полно- . го удалени  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 производ т снижение, давлени  на забое скважины до величины, близкой к величине давлени  насыщени  жидкости газом.

Указанные циклы повышени  и снижени  давлени  в скважине повтор ют расчетное число раз.

В начальны.й момент пуска скважины в работу во врем  цикла, следующего за расчетным , производ т вз тие глубинной пробы с помощью пробоотборника.

Пример осуществлени  способа отбора проб пластовой жидкости в промысловых услови х.

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

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

3 мм, дебит Рз

16,5 МПа, т.е. ниже давлени  насыщени  Ps 17,75 МПа.

Далее провод т гидродинамические, исследовани  скважины и снимают кривую восстановлени  забойного давлени  (КВД), которое подн лось до 19,8 МПа. По КЕД определ ют 49,4 см /МПа с , Гпр. 0,08 см и коэффициент продуктивности ; 6,9 м /сут-МПа.

По формуле (1) производ т расчет времени Т (сут.), необходимого дл  удалени  разгазированной жидкости из призабойной зоны скважины, что гарантирует отбор пре,цставительной

9 . .с- PS-РЗ

 гпо. п трн

через штуцер с отверсти.ем

24,3 , а забойное давление

Т

пр.

Чо

.(1)

где ,4 м - эффективна  нефтенасы- щенна  толщина пласта, определенна  по геофизическим исследовани м скважины (ГИС);

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

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

0

5

0

5

0

5

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

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

,75 МПа - давление насыщени  нефти, вз тое по результатам исследовани  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 услови х на установившемс  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 услови х во врем  периодического фонтанировани  со средним забойным давлением (Рз).

Средний дебит скважины q определ ют исход  из промысловых замеров пластового давлени  (Рпл 20,45 МПа), коэффициента продуктивности скважины (,9 м /сут МПа), а также - минимальной величины забойного давлени  (), которую наход т из выражени ;

,,75МПа, где ,75 МПа - давление насыщени  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 врем  Т, необходимое дл  удалени  разгазированной нефти из призабойной зоны скважины при посто нной работе скважины с дебитом q 0,252 сут или 364 мин. .

Далее наход т врем  работы скважины после пуска и врем  последующего ее просто , т.е. врем  одного цикла, которое рассчитывают по кривой восстановлени  давлени  с помощью микрокалькул тора и программы.

Программа расчета изменени  величины забойного давлени  при циклической работе скважины составлена в упрощенном варианте дл  калькул тора МК-46 на основании известной формулы - уравнени  пье- зопроводности, описывающего процесс изменени  давлени  жидкости в упругом пласте в варианте суперпозиции.

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

По результатам расчетов на микрокалькул торе стро т график изменени  давлений на забое скважины во врем  осуществлени  способа. Этот график изо- бражен на чертеже.

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

Число цикло работы скважины определ ют , исход  из времени Т, равного 364 мин, которое гарантирует отбор представительной пробы, имеем: 364 мин; 54 цик- лов. Поскольку каждый цикл включает врем  работы скважины после ее пуска (когда снижаетс  давление в скважине) и врем  ее просто  (когда давление в скважине повышаетс ), то общее врем  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 услови х.

Скважину пускают в работу и производ т снижение давлени  на забое до величи- ны, близкой к величине давлени  насыщени  жидкости газом ,75 МПа. После чего скважину оп ть останавливают и производ т повышение давлени  на забое до величины, близкой к 19,8 МПа. Так осуществл ют 7 циклов повышени  и снижени  давлени  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 провод т 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.

Дл  сравнени  на указанной скважине проведены испытани  известных способов 5 отбора пробы пластовой жидкости.

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

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

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

Данным способом отобрана глубинна  проба, имеюща  давление насыщени  нефти 17,9 МПа. В пробе не отмечено наличие свободного газа. Пластова  нефть находилась в однофазном состо нии. Проба признана качественной.

В результате применени  данного способа на фонтанной скважине удалось уточнить величину давлени  насыщени  нефти на 20,45-17,,55 МПа в сторону снижени , т.е. первоначальное значение давлени  насыщени  завышено на 12,5%.

При сравнительных испытани х оказалось , что давление отбора пробы в способе на 1,0 МПа выше забойного давлени  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 давлени  от 16,5 до 18.8 МПа в известном способе.

Все приведенные данные указывают на то, что отобранна  проба  вл етс  представительной .

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

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

Claims (1)

1. Формула изобретени 

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

   обеспечени  отбора представительной пробы пластовой жидкости при значени х давлени  насыщени  больших забойного, но меньших пластового давлени , после созда-- ни  на забое скважины давлени , близкого к пластовому, производ т снижение давлени  в скважине до величины давлени  насыщени  пластовой жидкости газом посредством пуска скважины в работу, затем в скважине повышают давление посредством ее остановки, при этом циклы повышени  и снижени  -давлени  в скважине ведут многократно, а вз тие глубинной пробы производ т при очередном цикле в начальный момент пуска скважины в работу, соответствующий максимальной скорости продвижени  пластовой жидкости по стволу скважины.

   Рмпа

   Рп  20.5

   КВй-13 В- -л

   ,75

   Д /5,5

   О ti4 ti,j WOOOti.3 ti -WODO

   tiTW

   30000