Способ опробования газонасыщенных интервалов в скважине

 

Использование: при испытании скважин испытателем пластов, спускаемым на трубах Сущность изобретения: в скважину опускают испытатель пластов с двумя глубинными манометрами. Изолируют пласт от скважины. Создают депрессию на пласт. Вызывают приток пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор Регистрируют нарастание забойного давления в приточные периоды испытания и восстановление пластового давления В трубах устанавливают не менее двух дополнительных глубинных манометров: один на уровне заливаемой жидкости, а другой на 100 - 200 м ниже первого. Дополнительно регистрируют приращение давления за период притока. Определяют объемы притока флюидов в забойных условиях По этим данным и по данным, полученным с помощью глу - бинных манометров, установленных в интервале м - пытуемого пласта по формулам вычисляют объект жидкости и газа поступивших в трубы из подпг .ерного пространства. 9 ил.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

Комитет Российской Федерации по натентам и товарным знакам (21) 5003614/03 (22) 22.07.91 (46) 30.1193 Бюл. Й0 43-44 (71) Тимано-Печорское отделение Всесоюзного научно-исследовательского нефтяного геолого- . разведочного института (72) Груздев AM (73) Тимано-Печорское отделение Всероссийского научно-исследовательсКого нефтяного геологоразведочного института (54) СЛОСОБ ОПРОБОВАНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ 8 СКВАЖИНЕ (57) Использование: при испытании скважин испы— тателем пластов, спускаемым на трубах Сущность изобретения: в скважину опускают испытатель пластов с двумя глубинными манометрами Изолируют пласт от.скважины. Создают депрессию на (19) RRU U(11) 2ОО3792 С1 (51) 5 Е21В49 00 пласт. Вызывают приток пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор. Регистрируют нарастание забойного давления в приточные периоды испытания и восстановг.ение пластового давления.

В трубах устанавливают не менее двух дополнительных глубинных манометров: один на уровне за— ливаемой жидкости, а другой на 100 — 200 м ниже первого. Дополнительно регистрируот приращение давления за период притока. Определяют объемы притока флюидов в забойных условиях По этим данным и по данным, полученным с помощью "пу-бинных манометров, установленных в интервале к пытуемого пласта, по формулам вычисляю обьемы жидкости и газа, поступивших в трубы из подл,Qpного пространства 9 ил.

2003792

Изобретение относится к испытаниям скважин испытателями пластов, спускаемых на трубах.

Известен способ испытания газонасыщенных интервалов испытателем на трубах (ИПТ), включающий спуск ИПТ с обычной компоновкой, пакеровку, создание депрессии на пласт-коллектор, вызов притока, регистрацию давления с помощью глубинных манометров, .установленных непосредственно над ИПТ и в фильтре под ИПТ, запись кривой восстановления пластового давления в закрытый период испытания и обработку диаграмм после подъема ИПТ из скважины (1). 15

Однако в этом способе неучитывается двухфазный характер притока, что может привести к грубым ошибкам в оценке промышленной значимости объекта опробования. 20

Известен способ опробования газонасыщенных интервалов в скважине Ilo данным испытания скважин испытателем пластов на трубах, взятый в качестве прототипа; включающий неоднократное создание 25 деп рессии на пласт с последующей записью кривых вОсстановления давления, при этом после создания депрессии на пласт и записи кривой восстановления давления повышают давление на пласт до 30 гидростатического в скважине с последующей записью кривой восстановления давления (2).

Однако в этом способе неучитывается двухфазный характер притока, что может 35 привести к грубым ошибкам в оценке ïðoмышленной значимости обьекта опробования. Применяя способы (1) и (2), пласты-коллекторы, насыщенные водой с растворенным газом, можно ошибочно принять за газонасыщение, Цель изобретения — повышение достоверности опробования.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе опробования газона- 45 сыщенных интервалов в скважине, включающий спуск в скважину испытателя пластов на трубах с двумя глубинными манометрами, создание депрессии на пласт путем закачки в. скважину глинистого раствора, 50 вызов притока пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор, регистрацию кривой восстановления давления и определения параметров пласта по 55 полученным данным, в процессе спуска испытателя в трубах устанавливают не менее двух дополнительных высокочувствительных глубинных манометров, один из которых устанавливают нэ уровне заливаемой в трубы над ИЛТ жидкости, а другой помещают на 100-200 м ниже первого, при этом за периоды притока из пласта одновременно с изменением забойного давления, регистрируемым в интервале опробуемого пласта, регистрируют приращение давления по дополнительным установленным манометрам, в качестве определяющих параметров используют обьемы притока флюида в забойных условиях и суммарный объем жидкости и газа при забойных условиях, поступивших в трубы, по следующим зависимостям

785х Pz п = (2) где Vn — пРиРащение объема флюида в трубах за период притока, мз;

Р1и P2 — начальныедавления по нижнему (М4) и верхнему (Мз) манометрам перед вызовом притока, МПа;

Р и Р4 — давления в момент окончания приточного периода по нижнему (М4) и верхнему (Мз) манометрам, МПа;

АН вЂ” разница в абсолютных отметках точек установки манометров Мз и М4, м;

d — внутренний диаметр бурильных труб, м, Объем газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывается по зависимости

Vr.н. х н 2п

2845 х P (3)

Тд 2п а объем фильтрата глинистого раствора, поступившего в трубы над ИПТ за каждый период притока или суммарно зэ все опробование, определяют по следующей зависимости

Чф= Vn

2845 хP х

Рж (4) где Чг.н. — объем газа, поступившего в трубы над ИПТ за период притока, пересчитанный на стандартные условия, нм; рж — плотность жидкости (фильтрата, смеси фильтрата с глинистым раствором), т/м;

Vn — приращение объема флюида в трубах за период притока при забойных условиях;

2849; 80, 09 — переводные коэффициенты;

2003792

Рк — PH — разность забойного давления в конце и начале притока по манометру М ), МПа;

d — внутренний диаметр труб в интервале заполнения газом, м; 5 р„— плотность газа в стандартных условиях. т/м;

Тл, P — температура и давление в интервале труб над ИПТ, заполненных при опробовании газом, К, МПа; 10

Чф — объем фильтрата меси фильтрата с глинистым раствором), м .

2„— коэффициент сверхсжимаемости газа с плотностью р при условиях P и Т„, дол.ед. 15

Существенные отличительные признаки изобретения следующие: в процессе спуска испытателя в трубах устанавливают не менее двух дополнительных высокочувствительных глубинных манометров, причем 20 один из них помещают на уровне заливаемой s трубы над ИПТ жидкости, а другой— на 100 — 200 м ниже первого, при этом за период притока иэ пласта дополнительно регистрируют синхронно с записью забой- 25 ного давления приращение давления, обусловленное подъемом уровня жидкости, залитой в трубы, определяют объемы притока флюидов в забойных условиях и на основании этих данных и данных, полученных с 30 помощью глубинных манометров, установленных в интервале пласта, путем совместной обработки по зависимостям, приведенным выше, определяют раздельные объемы жидкости и газа, поступивших 35 в трубы из подпакерного пространства.

Анализ патентной и научно-технической информации показал, что заявленное техническое решение является новым, имеет изобретательский уровень и промышлен- 40 но применимо.

На фиг. 1 и 2 показаны обвязка устья и компоновка испытуемого оборудования, спускаемого в скважину 1 на колонне бурильных труб 2, включающая опорный зле- 45 мент 3, фильтр 4, пакер 5, ясс 6, испытатель пластов 7, запорно-поворотный клапан 8, циркуляционный клапан 9, глубинные манометры М и Мг. установленные в традиционных точках, и Мз и М!; один — под уровнем 50 жидкости заливаемой в трубы над ИПТ, другой — на 100 — 200 м ниже. Кроме того, на фиг.

1 показано заполнение скважины (труб и эатрубного пространства) в момент создания депрессии на испытуемый пласт, а на 55 фиг. 2 — распределение глинистого раствора, фильтрата промывочной жидкости, газа в скважине после первого цикла испытания; на фиг. 3 — 6 — типичные картограммы глубинных манометров M>, Mz, Мз, М4, зависимости давления Р от времени t при многоцикловом испытании объекта, Р„, Р,Р, Р, Р4— начальные и конечные давления фиксируемые глубинными манометрами М1, М, Мз, М4 в первом приточном периоде опробования; на фиг. 7 и 8 — распределение флюидов в трубах над ИПТ в момент создания депрессии на пласт (фиг. 7) и после первого закрытия запорно-поворотного клапана

ИПТ (фиг. 8), точки установки глубинных манометров: M2 — над ИПТ, М4 — на глубине Нг, Мз — на глубине Нг, Мэ — на глубине Н>, Нн начальный уровень жидкости (глинистого раствора) в трубах в момент создания депрессии, Нк — конечный уровень после первого закрытия за порно-поворотного клапана; на фиг. 9 — распределение давления P по глубине Н в бурильных трубах над и под ИПТ:! — в моментсоздания депрессии, II — после первого закрытия запорно-поворотного клапана ИПТ, P, P — начальное и конечное давления, зафиксированные глубинным манометром М под ИПТ. Р и Pz— начальное и конечное давления, зафиксированные глубинным манометром М4, Рз и

Р4 — начальное и конечное давления, зафиксированные глубинным манометром Мз, Производят спуск ИПТ в скважину 1 на бурильных трубах 2 с обычной компоновкой (фиг, 1 и 2), включающей опорный элемент

3, фильтр 4, пакер 5, ясс 6, испытатель пластав 7, запорно-поворотный клапан 8, циркуляционный клапан 9, глубинные манометры М и М в традиционных точках под и над испытателем пластов. Кроме того, при спуске дополнительно устанавливают не менее двух высокочувствительных глубинных манометра с малым диапазоном измерения: один Мэ — на уровне заливаемого в трубы для создания расчетной депрессии глинистого раствора, другой М4 — íà 100

200 м ниже, На устье скважины (фиг. 2) с целью замера объема выходящего из скважины воздуха подключают газовый счетчик

10; находится в готовности для промывки цементировочный агрегат 11, система шлангов 12, с вертлюгом 13.

Изолируют пласт от скважины, создают депрессию на пласт, вызывают приток пластового флюида. не допуская прорыва газа через залитый s трубы над ИПТ глинистый раствор, контролируют интенсивность и нарастающий суммарный объем притока флюида в забойных условиях по интенсивности и объему вытесняемого из бурильных труб в атмосферу через газовый счетчик 10 воздуха. В процессе испытания синхронно регистрируют манометрами М и Мг изменение забойного давления, а нарастание давления

2003792 в верхней части залитого первоначально в бурильные трубы 2 глинистого раствора, обусловленное подъемом его уровня под действием поступающих из-под пакерного пространства флюидов, — по манометрам Мз и М4. Заканчивают опробование, поднимают бурильные трубы, определяют повышение уровня за весь период испытания, обрабатывают картограммы глубинным манометров. По показаниям манометров Мз и

М4 рассчитывают объемы притока каждого приточного периода, используя формулы 91) и 92). По разнице показаний этих манометров, соотнесенной с АН, контролируют не изменялась ли за период испытания плотность жидкости на уровне их установки.

Суммарный обьем притока за все открытые периоды определяют и традиционным способом по повышению уровня глинистого раствора в трубах. Замеряют после дегазации денсиметром плотность смеси фильтрата с глинистым раствором, поступившим эа время опробования в трубы над ИПТ, По картограмме глубинного манометра M> определяют нарастание давления за каждый приточный период опробования.

Рассчитывают объем, приведенный к нормальным условиям, газа, поступившего за каждый приточный период или за все опробование, суммарно по формуле (3) и обьем фильтрата глинистого раствора (смеси фильтрата с глинистым раствором подпакерного пространства), поступившего в трубы над ИПТ за каждый период притока или суммарно за все опробование, по формуле (4). При опробовании глубоко залегающих пластов с большим объемом подпакерного пространства или значительным количеством фильтрата в результате расчетов по формуле (3) вводят поправку на количество газа, растворенного в фильтрате

Vr.ð. = Чф + Vn.n x S (5), где Чл.л. — объем подпакерного простоанства выше кровли пласта-коллектора, м;

S — предельная растворимость газа в фильтрате и глинистом растворе при забойных условиях, м /м; з, \/г.р. — объем газа, растворенного в фильтрате, нм;

Vy — объем смеси фильтрата с глинистым раствором, м, определенной по форз муле (4).

Пример 1. При опробовании ИПТ в открытом стволе интервала 3710-3?99 м скважины 1 Пурсамыльская ПГО "Ухтанефтегазгеология" зафиксировано нарастание давления за открытый период (60 мин) 1,27

МПа, при подьеме труб установлено увеличение объема флюида в трубах на 2,1 м, з

5 l0

50 среднее забойное давление при опробовании 21,5 МПа, температура 363 К, принята плотность газа при стандартных условиях

0,000715 т/м, расчетный коэффициент сверхсжимаемости газа 0,93, внутренний диаметр бурильных труб 0,114 м. При расчете. по < омруле (3) получают обьем газа

180 нм, дебит около 5 тыс,нм /сут. Объем фильтрата по формуле (4)Чф = 1,1 м (52% от объема притока при забойных условиях).

Расчет по применяемой ранее методике(Рязанцев, Герцен, 1976; Карнаухов, 1991) дает поступление газа за период притока 1950 нм; дебит 47 тыс.н.м /сут. как видим, расз, хождение в 10 раз. При последующем опробовании этого объекта через перфорированную эксплуатационную колонну дебит газа составил 2 тыс.ст.м /сут.

Расчеты показывают, что если бы рост забойного давления в открытый период опробования этого обьекта ИПТ был обусловлен только за счет накопления в трубах над

ИПТ сжатого газа, то объем флюида должен был увеличиться не íà 2 1 м, а более чем на

10 м, что противоречит фактическим данз ным.

Пример 2. При опробовании ИПТ в открытом стволе интервала 4535 — 4591 м скважины 1 Шандровской площади (трест

"Харьковнефтегазразведка") зафиксировано повышение давления в трубах с 461,6 до

464,6 кг/см за открытый период 45 мин

2 (фактические данные из статьи Рязанцева

Н.Ф. и Герцена И.П. Упрощенная методика обработки результатов испытания газоносных пластов в процессе бурения. — "Бурение", N 5, ";976, ВНИИОЭНГ). Забойная температура 386 К, за время притока уровень в бурильных трубах с внутренним диаметром 124 мм повысился на 56 м, коэффициент сверхсжимаемости газа 1,24, относительный удельный вес 0.6 (плотность газа при стандартных условиях 0,000732 т/м ). Авторы статьи не использовали при расчете обьем притока 0,676 мз, рассчитывали объем газа, приведенный к стандартным условиям, используя лишь величину нарастания давления и относительную плотность газа, и получили результат 510 нм . Расчеты же по формулам (3) и (4) и плотность фильтрата 1,05 т/м дают в ре3 зультате количество газа 111 нм, фильтрата

0,27 м . Расхождение в этом случае в 4,5 раза, жидкая фаза составила 40% от объема притока в забойных условиях.

Примеры расчета обьема газа, приведенного к стандартным условиям, и объема жидкости, поступающей при опробовании из подпакерного пространства, приведены в таблице.

2003792

Таким образом, в сравнении с прототипом, не изменяя существенно техники и технологии испытания, предлагаемый способ позволяет производить опробование ИПТ газонасыщенных интервалов в скважинах без прорыва газа через залитую в трубы над

ИПТ жидкость (глинистый раствор), что повышает безопасность работ, сокращает затраты времени и в то же время обеспечивает достаточную точностВ расчета объемов, поступающих за открытые периоды испытаСкважина l Пурьсамыль- Скважина l Шандроновская, ская, ПГО "Ухтанефтегазгео- трест "Харьковнефтегазразлогия ведка"*

Параметры

Ч 3**

2,1

0,68

1,27 (P„— Рп), МПа

0,294 р, м/т

1,08

1,05

0,114

0,000715

0,000732

386

363

45,56

21,5

1,24

0,93

180

0,27

Доля жидкости от объема притока при забойных условиях, %

Чг — по ранее применявшейся методике

1950

510

Завышение по сравнению с предлагаемым способом в 10 раз в 45 раза

П р и м е ч а н и е; * Фактические данные из статьи Рязанцева Н.Ф. и Герцена И.П.

Упрощенная методика обработки результатов испытания газоносных пластов в гроцессе бурения, — Бурение. 1976, М 5, с. 37, ВНИИИОЭНГ.

** Объемы притока определены традиционным способом по подъему уровня в трубах за период испытания.

d, м р„т/м

Тп, K

Р, МПа

Еп дол.ед.

Чгп HM з

Чф м

3 ния, газа и фильтрата промывочной жидкости, при многоцикловом испытании прослеживается изменение соотношения в забойных условиях, поступающих из пласта, 5 газа и жидкости. (56) 1. Карнаухов M,Ë. Гидродинамические исследования скважин испытателем пластов. M. Недра, 1991, с. 99-102, 10 2. Авторское свидетельство СССР

М 819322, кл. Е 21 В 49/00, 1981.

2003792

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРОБОВАНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ В СКВАЖИНЕ, включающий спуск в скважину испытателя пластов на трубах (ИПТ) с двумя глубинными манометрами, со дание депрессии на пласт путем закачки в скважину глинистого раствора, вызов притока пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор, регистрацию кривой восстановления давления и определение параметров пласта по полученным данным, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверно- 15 сти опробования путем снижения погрешности при определении объема газа, поступившего при опробовании, регистрируют нарастание забойного давления в приточные периоды испытания, а в про- 20 цессе спуска испытателя в трубах устанавливают не менее двух дополнительных высокочувствительных глубинных манометров, первый из которых размещают на уровне глинистого раствора, заливаемого в 25 трубы при спуске, а второй помещают на

100 — 200 м ниже первого, при этом в.период притока из пласта одновременна с измерением забойного давления по манометрам в интервале опробуемого и ласта регистрируют приращение давления, обусловленное подъемом уровня жидкости, а в качестве определяемых параметров используют объемы притока флюидов в забойных условиях и суммарные объемы жидкости и газа при забойных условиях, поступившие в трубы, по следующим зависимостям .

78,5 I P4 — Рз! d b W 40 ! Рг — Р41

78,5 Рг — Р11 d ЛН

Рг — P41 где V - увеличение объема флюида в тру- 45 бах при забойных условиях за период притока, м;

Р1 и Рг — начальные давления по нижнему и верхнему дополнительно установленным манометрам, МПа;

Рзи P4 - конечные давления по нижнему и верхнему дополнительно установленным манометрам, МПа;

ЛН - разница в абсолютных отметках точек установки дополнительных манометров, м;

d - внутренний диаметр бурильных труб, м; рж Чп — 80,09 Рк — Рн I . d2

2845 P pH

Тп Zп

2845 P

Тп 2п рж Чп-80,091 Рк-Рн! d

2845 Р рн

Т. Z где Чгн - объем газа при стандартных условиях, нм;

Рж - плотность жидкости (фильтРата, смеси фильтрата с глинистым раствором), т/м;

P» - PH - разность забойного давления в конце и начале притока по манометру, установленному в фильтре ИПТ, МПа;

d - внутренний диаметр труб в интервале, заполненном газом, м; р„ - плотность газа в стандартных условиях, т/м;

Тп,P - температура и давление в интервале труб над ИПТ, заполненном при опробовании газом, К, МПа;

Zrt - коэффициент сверхсжимаемости газа, с плотностью в стандартных условиях рн, при условиях Р и Тп, дол.ед.;

Чф - обьем фильтрата (смеси фильтрата с глинистым раствором), мз;

80,09 и 2845 - переводные коэффициенты.

2003792

PACT$0PA огомз

Isa 1

2003792

Рн Рк

Рз Ps Ра Ра к

effT т ЕИГа

ЕИЛЬти1 == ГЛИНйетий PACTSDP (,". . )ГАз

Составитель А. Груздев

Редактор M. Стрельникова Техред М.Моргентал Корректор С. Лисина

Заказ 3314

Тираж Подписное

НПО "Поиск" Роспатента

113035, Москва. Ж-35, Рэушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r, Ужгород, ул.Гагарина. 101