способ исследования технического состояния нефтедобывающей скважины

Формула изобретения

Способ исследования технического состояния нефтедобывающей скважины, включающий поверхностный отбор проб нефти из скважины и определение характеризующих ее признаков посредством измерения сигналов парамагнетизма, соответствующих содержанию 4-валентного ванадия и свободных стабильных радикалов, и измерения общего содержания серы и выбор совокупности признаков, однозначно характеризующих каждую залежь, отличающийся тем, что на участке с исследуемой нефтедобывающей скважиной выбирают по одной опорной скважине на каждую залежь и отбирают поверхностные пробы нефти по всем опорным скважинам с определением выше названных признаков, в пробах нефтедобывающей и опорных скважин определяют дополнительные признаки нефти путем измерения общего содержания никеля, вязкости и плотности нефти, выбирают из всех измеренных признаков однозначно идентифицирующую каждую залежь совокупность признаков, количество которых на единицу меньше всех учитываемых залежей, при этом соотношение каждого из выбранных признаков между залежами может быть любым при условии однозначной характеристики нефти каждой залежи, выбранную совокупность признаков в отобранных поверхностных пробах из нефтедобывающей скважины сравнивают с выбранной совокупностью признаков опорных скважин каждой залежи и по значимым расхождениям выбранных совокупностей признаков фиксируют приток нефти из залежей и оценивают нарушение изоляции неперфорированных залежей относительно нефтедобывающей скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изоляции неперфорированных нефтяных залежей, находящихся в разрезе нефтедобывающей скважины.

Известны способы определения изоляции неперфорированных в скважине залежей, которые предусматривают спуск приборов в скважину и проведение измерений, например, с использованием методов термометрии, дебитометрии, с применением закачки меченых соединений [1].

Недостатками указанных способов являются значительные ограничения применению в связи с оборудованием нефтедобывающих скважин насосными установками, затрудняющими спуско-подъемные операции, а также трудоемкость работ.

Известен способ определения перетоков пластовых жидкостей в нефтедобывающей скважине, включающий отбор поверхностных проб нефти, их анализ с целью определения признаков, в качестве которых используются характеристики нефти [2].

Недостатками известного способа являются ограничение области использования пластами одной залежи требованием закономерного изменения каждого признака по разрезу скважины, требованием значимого различия нефтей пластов по каждому признаку. Указанные недостатки применительно к исследованию совокупности разных залежей в разрезе нефтедобывающей скважины резко ограничивают использование известного способа.

Наиболее близким к предлагаемому решению по технической сущности является способ исследования технического состояния нефтедобывающей скважины [3], предусматривающий отбор поверхностных проб нефти из залежей и нефтедобывающей скважины, определение признаков V и R посредством измерения сигналов парамагнетизма нефти соответственно обусловленных содержанием четырехвалентного ванадия и свободных стабильных радикалов (по данным ЭПР-спектроскопии), и признака S, обусловленного общим содержанием серы, признаков С_о и V* соответственно обусловленных общим содержанием кобальта и общим содержанием ванадия (по данным нейтронно-активационного анализа), после чего по одному из признаков (или по их отношению, также принимаемому за признак), обусловленных однозначностью определения нефти каждой залежи, определяют переток нефти из неперфорированной залежи на основании сопоставления значений выбранного признака нефти из залежи и нефтедобывающей скважины.

Недостатками известного способа являются следующие:

1. Используется только один контролирующий признак, что позволяет определить переток нефти из одной неперфорированной залежи и при условии, что нефтедобывающая скважина эксплуатирует только одну (другую) залежь.

2. Независимыми технологично определяемыми признаками известного способа являются три - V, R, S, и различие нефтей разных залежей одного месторождения только по этим признакам не всегда эффективно для количественных оценок. Определение признака С_о требует применения высокочуствительного прецизионного оборудования, что затруднено для условий промысловой лаборатории. Признак V* для рассматриваемой задачи практически повторяет признак V, и определение последнего более технологично.

Таким образом, применение известного способа для решения рассматриваемой задачи в общем случае не всегда эффективно из-за ограниченной области использования.

Техническим результатом изобретения является расширение области использования.

Технический результат достигается тем, что в способе исследования технического состояния нефтедобывающей скважины, включающем поверхностный отбор проб нефти из скважины и определение ее признаков посредством измерения сигналов парамагнетизма нефти, соответствующих содержанию четырехвалентного ванадия и свободных стабильных радикалов, и измерения общего содержания серы и выбор совокупности признаков, однозначно характеризующих каждую залежь, на участке с исследуемой нефтедобывающей скважиной выбирают по одной опорной скважине на каждую залежь и отбирают поверхностные пробы нефти по всем опорным скважинам с определением вышеназванных признаков, в пробах нефтедобывающей и опорных скважин определяют дополнительные признаки нефти путем измерения общего содержания никеля в нефти, вязкости и плотности нефти, выбирают из всех измеренных признаков однозначно идентифицирующую каждую залежь совокупность признаков, количество которых на единицу меньше всех учитываемых залежей, при этом соотношение каждого из выбранных признаков между залежами может быть любым при условии однозначной характеристики нефти каждой залежи, выбранную совокупность признаков в отобранных поверхностных пробах из нефтедобывающей скважины сравнивают с выбранной совокупностью признаков опорных скважин каждой залежи и по значимым расхождениям выбранных совокупностей признаков фиксируют притоки нефти из залежей и оценивают нарушение изоляции неперфорированных залежей относительно нефтедобывающей скважины.

Использование изобретения предусматривает отбор поверхностных проб нефти малого объема и их экспресс-анализ в лабораторных условиях.

Сущность изобретения вытекает из следующих соображений:

1. Возможность нарушения изоляции неперфорированной залежи относительно нефтедобывающей скважины является нередким случаем при эксплуатации нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки. При этом нефтедобывающая скважина может пересекать несколько неперфорированных залежей. Нарушение изоляции каждой из них является, как правило, непредвиденным случаем, своевременное обнаружение которого практически целесообразно.

2. Использование шести признаков, а именно V, R, N_i , S, , , позволяет исследовать нефтедобывающую скважину, пересекающую до семи залежей, которые могут разделяться на перфорированные (эксплуатируемые) и неперфорированные (контролируемые) в различном соотношении, что достаточно при исследовании скважин на большей части месторождений нефти.

3. Характеристики нефтей разных залежей, обуславливающие признаки V, R, N_i, S, , , устойчивы во времени, аддитивны, контрастны в общем случае и технологичны для экспресс-определений.

Признаки V и R измеряют методом ЭПР-спектроскопии, N_i и S - рентгенорадиометрическим или химическим методами, -пикнометрическим методом, измеряют с использованием вискозиметра при температуре 50°.

Сравнение предлагаемого решения с известными техническими решениями показывает, что оно обладает новым существенным признаком, а именно измерением шести признаков нефти, выбором из них совокупности к признаков, по которой однозначно характеризуется нефть каждой из n залежей, из которых n-1 залежей, пересекаемых нефтедобывающей скважиной, могут быть неперфорированными, причем изменение каждого выбранного признака между залежами может быть любым при условии однозначного определения нефти каждой залежи по совокупности выбранных признаков. Все это позволяет реализовать поставленную цель, определить изоляцию каждой из нескольких неперфорированных залежей относительно нефтедобывающей скважины.

Способ осуществляется следующим образом.

Нефтедобывающая скважина пересекает n нефтяных залежей, часть из которых перфорированы. Остальные залежи неперфорированы, изоляцию которых относительно нефтедобывающей скважины необходимо определить.

На участке с исследуемой скважиной выбирают другие скважины (опорные), каждая из которых добывает нефть только из одной залежи, но в совокупности из всех n залежей.

Отбирают поверхностные пробы нефти по всем опорным скважинам.

Выполняют анализ проб, определяют значения признаков V, R, S, N_i, , .

Выбирают из измеренных к=n-1 признаков, по совокупности которых нефть каждой залежи должна отличаться однозначно. При этом изменение каждого признака между залежами может быть любым, но при условии однозначной характеристики нефти каждой залежи по выбранной совокупности признаков.

Привязывают измеренные значения выбранных признаков к соответствующим залежам и принимают их за опорные значения для этих залежей. Опорные значения признаков распространяют на залежи в разрезе нефтедобывающей скважины.

Отбирают поверхностную пробу нефти из нефтедобывающей скважины и измеряют значения каждого из совокупности выбранных признаков.

Составляют систему уравнений:

по формуле: Q_i= Q_i/ ,

где Q_i - доля притока нефти из i-й залежи в относительных единицах;

A_ji - значение j-го признака для нефти из i-й залежи;

A_jx - значение j-го признака для нефти из нефтедобывающей скважины;

, Q_i - соответственно, общий и частный определитель системы уравнений;

О нарушении изоляции i-й залежи судят по притоку нефти из этой залежи.

Пример.

Нефтедобывающая скважина пересекает три нефтяные залежи: Д4, Д1, С, из них перфорирована только залежь Д₄. Необходимо определить изоляцию скважины относительно неперфорированных залежей Д₁, С. Общее количество залежей, возможные притоки нефти из которых необходимо учитывать, равно трем. Поэтому необходимо располагать двумя признаками, по совокупности которых нефть каждой из залежей характеризуется однозначно.

Выбрали на участке с расположением исследуемой скважиной по одной опорной скважине на каждую залежь. Каждая опорная скважина добывает нефть только из своей залежи.

Отобрали поверхностные пробы нефти по всем трем опорным скважинам и выполнили анализ проб с определением шести признаков: V, R, S, N_i, , .

Сопоставили результаты измерений и выбрали признаки V и . Эти признаки в рассматриваемом случае позволяют однозначно различать нефть каждой залежи по совокупности значений, т.е. пригодны для исследования нефтедобывающей скважины.

Приняли измеренные значения признаков за опорные для залежей (Таблица).

Таблица
Признак	Значения признака
	опорные для залежей			определяемые при исследованиях скважины
	Д4	Д 1	С	1	2
, г/см3	0,818	0,868	0,922	0,817	0,858
V, отн.ед.	0,15	0,73	2,30	0,16	0,61

Скважина исследовалась дважды, с интервалом в один год. При первом исследовании отобрали пробу нефти из скважины и измерили значения признаков и V.

Сравнили измеренные значения с опорными значениями (см. табл.), на основании чего установили, что нефть в скважину поступала только из залежи Д₄. Следовательно, на время отбора пробы при первом исследовании нарушения изоляции скважины от неперфорированных залежей не установлены.

При втором исследовании вновь отобрали пробу нефти с нефтедобывающей скважины, измерили значения признаков и V, сравнили их с характерными значениями для залежей и установили значимые расхождения для обоих признаков (см. табл.). Это указывает на поступление нефти не только из одной залежи, т.е. имеет место нарушение изоляции одной или двух неперфорированных залежей.

Для оценки изоляции неперфорированных залежей рассчитали притоки нефти для каждой из них, для чего составили систему уравнений:

0,818Q₄+0,868Q₁ +0,922Q_c=0,858

0,15Q₄+0,73Q₁ +2,30=0,61

Q₄+Q₁+Q_c=1,

где Q₄, Q₁, Q_c - притоки нефти соответственно из залежи Д₄, Д₁, С, в относительных единицах.

Вычислили общий определитель и частные определители Q_i системы уравнений, которые оказались равными: =0,0471; Q₄=0,0092; Q₁=0,0382; Q_c=0,000.

Рассчитали притоки нефти из каждой залежи по формуле: Q_i= Q_i/ .

Для залежей Д₄, Д₁, С доли притока нефти оказались равными соответственно 0,20; 0,80; 0,00 относительных единиц.

На основании полученных результатов сделали заключение, что при втором исследовании в скважину кроме поступления нефти из эксплуатируемой залежи Д₄ также поступала нефть из неперфорированной залежи Д₁ и это указывает на нарушение изоляции залежи Д₁. Изоляция неперфорированной залежи С не нарушена.

Технико-экономический эффект изобретения достигается возможностью исследования нефтедобывающей действующей скважины независимо от способа добычи нефти (практически любой эксплуатационной скважины) с высокой степенью достоверности установления любого случая нарушения изоляции неперфорированной залежи, вне зависимости от места его образования при количественной оценке притока нефти из неперфорированной залежи, причем трудоемкость таких работ по сравнению с проведением измерений в скважине незначительна.

Источники информации

1. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений, Москва, 1978, стр.239-242.

2. SU 1199923, кл. Е 21 В 47/10, 23.12.1985.

3. Арбузов В.М., Жувагин И.Г., Применение элементного анализа и ЭП-спектроскопии добываемых нефтей для контроля за разработкой месторождений. Нефтяное хозяйство, Москва, 1985, №5, стр.56-59.