способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды

Формула изобретения

Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, включающий определение общей минерализации и химического состава добавляемой воды, отличающийся тем, что измеряют термобарические параметры работы газовой скважины, вычисляют по ним количество конденсационной влаги в добываемом газе, отбирают пробы воды, проводят ее химический анализ на общую минерализацию M_i и содержание основных ионов N_a⁺, K⁺, Ca⁺⁺ и вычисляют отношение Ca/(Na + K), определяют долю пластовой воды в исследуемой пробе в соответствии с выражениями

С = 1 - при Ca/(Na + K) 0,1,

С = 1,015 - 0,145 Ca(Na + K) - при 0,1 < Ca/(Na + K) 7

С = 0 - при Ca/(Na + K) > 7

где С - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;

Са - содержание в пробе ионов Са⁺⁺, мг/л;

Na - содержание в пробе ионов Na⁺, мг/л;

K - содержание в пробе ионов К⁺, мг/л,

вычисляют количество минерализованной воды по формуле

W_мин = (W_конд M_i)/(C M_п + (1 - С) М_т - М_i,

где W_мин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м³;

W_конд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м³;

M_i - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;

М_п - минерализация пластовой воды, г/л;

М_т - минерализация техногенной воды, г/л,

вычисляют общее количество выносимой из скважины воды, включая конденсационную, по формуле

W_вын = (С W_мин М_п + (1 - С) W_мин М_т)/M_i,

где W_вын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м³,

определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле

W_п = С W_мин,

где W_п - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м³,

определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле

W_т = (1 - С) W_мин,

где W_м - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки углеводородных залежей и может быть использовано в газодобывающей промышленности.

Известен способ контроля за продвижением пластовых вод в скважину при разработке углеводородных залежей, включающий поинтервальное опробование скважин.

Недостатком этого способа является то, что для проведения измерений при опробовании возникает необходимость остановки эксплуатационных скважин [1].

Известен также способ контроля за продвижением пластовых вод в скважину при разработке углеводородных залежей, включающий определение общей минерализации и химического состава добываемой воды [2].

Недостатком этого способа является то, что при определении общей минерализации и "генетических" коэффициентов типов вод часто оказывается невозможным отличить пластовую воду и воду техногенного происхождения.

Целью изобретения является количественное определение доли конденсационной, техногенной и пластовой воды в жидкости, выносимой с добываемым газом.

В способе диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, включающем определение общей минерализации, химического состава добываемой воды, измеряют термобарические параметры работы газовой скважины; вычисляют по ним количество конденсационной влаги в добываемом газе; отбирают пробы воды; проводят ее химический анализ на общую минерализацию и содержание основных ионов Na⁺, K⁺, Ca⁺⁺ и вычисляют отношение Ca/(Na+K); определяют долю пластовой воды в исследуемой пробе в соответствии с выражениями:

С = 1 - при Ca/(Na+K) 0,1,

C = 0,015 - 0,145 - при 0,1 < Ca/(Na+K) 7,

C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7

где C - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;

Ca - содержание в пробе ионов Ca⁺⁺, мг/л;

Na - содержание в пробе ионов Na⁺, мг/л;

K - содержание в пробе ионов K⁺, мг/л,

Вычисляют количество минерализованной воды по формуле:

W_мин = (W_конд M_i)/(C M_п+(1-C) M_п-M_i),

где W_мин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м³;

W_конд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м³;

M_i - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;

М_п - минерализация пластовой воды, г/л;

M_т - минерализация техногенной воды, г/л,

вычисляют общее количество выносимой из скважин воды, включая конденсационную, по формуле

W_вын = (C W_мин M_п+(1-C) W_мин M_т)/M_i

где W_вын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м³,

определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле

W_п = С W_мин,

где W_п - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м³,

определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле

W_т=(1-C) W_мин,

где W_т - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м³.

Способ реализуется следующим образом.

Жидкость, выносимая из скважины с потоком газа, обычно представляет смесь конденсационной воды, выпадающей из паровой фазы при изменении термодинамических условий на пути движения газа из пласта к устью скважины, техногенной воды, попавшей в прибазойную зону и ствол скважины в процессе бурения или ремонтных операций, а также пластовой воды, проникшей в скважину из подошвенной части залежи. Кроме того, даже в случае отсутствия притока пластовой воды, выносимая из скважины жидкость всегда содержит некоторое количество минеральных солей, захваченных из связанной или остаточной пластовой воды, насыщающей пласт до образования газовой залежи. Количество этих солей определяется химическим анализом проб воды, отобранных из газа.

Определение количества конденсационной воды, выпадающей из газа в призабойной зоне и стволе работающих скважин, производится по известному уравнению Р.Бюкачека (Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. - М.; Недра, 1976, с. 61-62):

W = A/P + B (1),

в котором W - содержание паров воды в насыщенном влагой газе, г/м³,

P - давление газа, кгс/см² ;

A и B - эмпирические коэффициенты.

Разность влагосодержания газа в пластовых условиях и в точке отбора пробы даст удельное содержание в газе конденсационной воды (г на 1000 м³ добываемого газа или мг/м³):

W_конд = W_пл-W_т.о (2),

где W_конд - удельное содержание в газе конденсационной воды, мг/м³;

W_пл - влагосодержание газа в пластовых условиях, мг/м³;

W_т.о - влагосодержание газа в точке отбора пробы, мг/м³.

Чтобы определить количество минерализованной пластовой (или остаточной) и техногенной воды, выносимой в процессе эксплуатации скважины, составим уравнение материального баланса солей и воды в продукции работающей скважины. Общее удельное количество выносимой из скважины жидкости составит:

W_вын = W_конд+W_мин (3),

где W_вын - общее удельное содержание жидкости, выносимой с продукцией скважины, мг/м³;

W_мин - удельное содержание в добываемом газе минерализованной (пластовой, остаточной и техногенной) воды, мг/м³.

Удельный объем вынесенной из скважины минерализованной воды W_мин в свою очередь, складывается из удельных объемов пластовой и техногенной воды:

W_мин = W_п+W_т (4),

где W_п - удельное содержание пластовой воды в продукции скважины, мг/м³;

W_т - удельное содержание техногенной воды в продукции скважины, мг/м³.

Анализ химических показателей подошвенных, остаточных вод и промысловых растворов хлористого кальция позволяет оценить долю пластовой воды W_п в минерализованной W_мин.

Выражения для вычисления удельного содержания выносимых пластовой и техногенной воды в продукции скважины выглядят следующим образом:

W_п = CW_мин (5) ;

W_т = (1-C)W_мин (6),

где C - доля пластовой воды в минерализованной, безразмерная.

Значение C можно определить из следующих соотношений:

C = 1 - при Ca/(Na+K) 0,1

C = 1.015-0.145 Ca/(Na+K) - при 0.1 < Ca/(Na+K) 7

C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7

где Ca - содержание ионов кальция в пробе воды из скважины, мг/л;

Na+K - суммарное содержание в пробе ионов натрия и калия, мг/л.

Масса минеральных солей m, содержащихся в выносимой из скважины воде (г на 10000 м³ газа или мг/м³), составляет

m = W_вын M_i, (8)

где M_i - общая минерализация пробы жидкости, отобранной из скважины, г/л.

Поскольку конденсационная вода солей практически не содержит, вся соль попадает в поток газа с минерализованной остаточной, пластовой и техногенной водой W_мин, сделаем допущение, что минерализация остаточной воды, содержащейся в порах газонасыщенной части пласта, равна общей минерализации пластовой воды M_п в подошвенной части пласта. Тогда масса соли, содержащейся в вынесенной из скважины остаточной, пластовой и техногенной воде, с учетом формул (5) и (6) составит:

m = C W_мин M_п+(1-C) W_мин M_т (9),

где M_п - общая минерализация пластовой воды, г/л;

M_т - минерализация техногенной воды, г/л.

Приравняв (8) и (9), получаем:

W_вын = (C W_мин M_п+(1-C) W_мин M_т)/M_i (10).

После этого получаем выражение для W_мин путем подстановки (10) в (3):

W_мин = (W_конд M_i)/(C M_п+(1-C) M_т-M_i(11).

Таким образом, используя систему из уравнений (5), (6), (7), (10) и (11), по данным химического анализа отобранных из скважин проб воды и по замерам термобарических параметров скважин на рабочих режимах, можно эффективно проводить количественную и качественную диагностику выносимой из скважин воды без проведения дорогостоящих специальных газодинамических исследований.

Полученные данные позволяют вносить оперативные коррективы в назначения технологических режимов работы эксплуатационных скважин, рационально планировать работу бригад капитального ремонта скважин.

Источники информации

1. Малахович К. Е. К методике отбивки и прослеживания контакта газ - вода. В кн.: Научно-технический сборник по геологии, разработке и транспорту природного газа.-М.: Недра, 1965, с. 27-35.

2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология.-М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 186 - 190.