Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛА ПОСТУПЛЕНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА ИЗ ПЛАСТА В ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Известен способ выявления работающих интервалов пласта, заключающийся в регистрации распределения температуры при закачке флюида в скважину и повторной регистрации температуры при отборе флюида из скважины. По температурной аномалии в процессе отбора выявляют интервал пласта, из которого поступает газ [а.с. СССР №672333, кл. E21B 47/06].

Недостатком способа является невозможность использования в скважинах с горизонтальным стволом, поскольку вдоль необсаженного горизонтального ствола (ГС) температурная аномалия может быть вызвана движением жидкости как внутри хвостовика, так и за нецементированном хвостовиком.

Известен также способ определения вертикального движения жидкости в скважине [Васильевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 1983, стр. 195-199], заключающийся в одновременной регистрации кривых изменения давления, по которым определяют плотность жидкости,и температуры. Рассчитывают изменение температуры за счет адиабатического сжатия и расширения.

Недостатками способа являются сложность и значительные затраты при реализации его в скважинах с горизонтальными стволами, поскольку способ связан с многократным перемещением средства измерения температуры и давления вдоль ГС скважины. Другим недостатком способа является невозможность использования канала давления средства измерения с ГС для определения плотности жидкости, поскольку градиент давления вдоль ГС незначителен и не отражает распределение жидкости, кроме того, на горизонтальном участке происходит гравитационное расслоение фаз.

Известен также способ исследования действующих скважин путем спуска глубинного прибора, регистрирующего температуру и давление, на заданную глубину и регистрации температуры и давления [а.с. СССР №1305321, кл. E21B 47/00, 1987]. Известный способ характеризуется неинформативностью термограмм с целью определения интервалов поступления газа при исследовании горизонтальных скважин в условиях разгазирования нефти.

Известен способ исследования действующих горизонтальных скважин путем спуска глубинного прибора, регистрирующего температуру и давление, на заданную глубину и регистрации температуры и давления [Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами. - Нефтяное хозяйство, 2004, - №2. - С. 88-90]. Недостатком данного способа является то, что при поступлении газа в действующую скважину невозможно отличить - идет поступление свободного газа или разгазированной нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах [заявка на изобретение №2005127125, кл. E21B 47/00, 2005] путем спуска автономного глубинного прибора на заданную глубину с одновременной регистрацией температуры и давления с последующим их сопоставлением, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности способа, осуществляют одновременную регистрацию кривых изменения температуры и давления несколькими (произвольное количество) автономными приборами, распределенными по горизонтальному стволу скважины, после скачкообразного изменения давления, а работающий интервал ствола оценивают по условию η_ni≠η_oi, где, - значения адиабатического сжатия (расширения) при пуске и остановке скважины соответственно в каждой i-й точке размещения комплексного прибора, регистрирующего одновременно температуру и давление.

Недостатком способа является то, что анализ отношения не указывает на наличие свободного газа.

Целью изобретения является повышение достоверности исследования действующих горизонтальных скважин с целью выявления интервалов поступления свободного газа в действующую скважину.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине, включающем оборудование горизонтального ствола скважины регистрирующими приборами, одновременную регистрацию температуры и давления в нескольких точках горизонтального ствола скважины при изменении давления в скважине, последующее сопоставление отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации, при этом температура и давление регистрируются в простаивающей скважине, при пуске скважины в работу при медленном снижении давления в течение времени Δt₁ выше давления насыщения и при дальнейшем снижении давления в течение времени Δt₂ ниже давления насыщения нефти газом, изменение давления в скважине производится путем его медленного снижения в течение времени Δt=Δt₁+Δt₂ относительно уровня давления насыщения нефти газом, условие медленного снижения давления обеспечивается выполнением неравенства, где q=Q/h - удельный дебит (Q-дебит из интервала, h - длина интервала), C_ж - теплоемкость флюида, C_пл - теплоемкость пласта, δT - температурная аномалия, равная 0.1°C, , r_с - радиус скважины, R_к - радиус дренирования, поступление свободного газа из пласта в интервале горизонтального ствола скважины определяют исходя из отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации , при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом.

О поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным судят по знаку отношения относительно давления насыщения нефти газом, которое является условно нулевым уровнем.

Сложность решения данной задачи геофизическими методами связана с тем, что при разгазировании нефти выделяется газ, близкий по составу со свободным газом, поступающим из пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

Проводится анализ траектории горизонтального ствола действующей скважины в пласте, затем размещают в остановленной скважине датчики температуры и давления, распределенные по всему горизонтальному стволу действующей скважины. На вновь вводимых в действие скважинах горизонтальный ствол скважины оборудуют пакерами с размещенными регистрирующими приборами.

Регистрируют фоновые (скважина остановлена) значения температуры и давления по горизонтальному стволу скважины. Далее при запуске скважины в работу осуществляют медленное снижение давления в стволе скважины и одновременную регистрацию температуры и давления по всем распределенным датчикам. Определяется отношение изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации , при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом судят о поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным.

Сущность способа поясняется графиками, представленными на фиг. 1 и фиг. 2, где приведены случаи поступления в скважину разгазированной нефти и свободного газа в действующую скважину.

Участок 1 (приток газированной нефти).

На фиг. 1 приведены изменения температуры и давления при отсутствии поступления свободного газа. Видно, что первоначально наблюдается дроссельный разогрев нефти при давлениях выше давления насыщения нефти газом.

Участок 2 (приток свободного газа).

На фиг. 2 приведены изменения температуры и давления при наличии поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины. В этом случае, после снижения давления наблюдается снижение температуры поступающего флюида.

При этом в точке установки приборов участка 2 (фиг. 2) наблюдается неизменность знака отношения при изменении давления в горизонтальном стволе скважины, а в точках установки приборов участка 1 (фиг. 1) - изменение знака отношения . По сопоставлению полученных отношений установлено, что для участка 1 (фиг. 1) наблюдается приток из пласта газированной нефти, а для участка 2 (фиг. 2) - приток свободного газа.

Применение предлагаемого способа в данном случае позволяет однозначно указать интервал поступления свободного газа.