Способ определения радиуса снижения проницаемости призабойной зоны пласта

 

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАДИУСА СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, включакиций гидродинамические исследования скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, одновременно с гидродинамическими проводят термометрические исследования, в процессе работы скважины отбирают глубинные пробы нефти, с последу1сндт определением их физических и физикохимических параметров, а радиус снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследст-вие отложения парафинов определяют из соотношений ПрмРпл Р5Р rQ-Tn SPst6н PплrPs a . Де.ас.ъ) . П ЛриР гРпл . ро-Тп ёРплОк} М х г Гс-ехр|. 2ГГ 1(.) р - радиус зоны снижения где проницаемости вследствие отложения парафинов, м - Гс - радиус скважины, м; Т0 - температура насыщения . дегазированной нефти парафином , CJ пластовая температура, Cj - интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для газонефтяного потока, C/MnaJ е. интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтяного потока, С/МПа, РП.пластовое давление, MHai PS давление насыщения пластовой нефти, МПа; Рхдавление на забое скважины , МПа; тангенс угла наклона 1 - (Л прямолинейного участка кривой восстановления давления; а тангенс угла наклона прямо линейного участка графика зависимости температуры насьщ1ения пластовой нефти парафином от газосодержаОС 4& ния к оси газосодержанияJ Ь тангенс угла наклона пря .$:.. молинейного участка графика Ю зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления к оси давления; с тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости газосодержанир. пластовой нефти от давления к оси давления; (i,отрезок , отсекаемый на оси газосодержания графиком зависимости газосодержания пластовой нефти от давления.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (и) А

З(59 Е 21 В 43/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ; "

К ABTOPGHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЬЮИЙ (21) 3511214/22-03 (22) 17. 11. 82 (46) 07 ° 04 ° 84. Бюл. )) 13 (72) В.М.Светлицкий, Е.А.Малицкий и О.В.Фещук (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория производственного объединения "Укрнефть" (53) 622.276(088 ° 8) (56) 1. Крафт Б.С., Хокино M.Ô.

Прикладной курс технологии добычи нефти, M., "Гостоптехиздат"9 1963, с. 328-332.

2. Авторское свидетельство СССР

И 694631, кл. Е 21 В 43/00, 1979 (прототип). (54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАДИУСА

СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА, включакнций гидродинамические исследования скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, одновременно с гидродинамическими нроводят термометрические исследования, в процессе работы скважины отбирают глубинные пробы нефти с последукнцим определением их физических и физикохимических параметров, а радиус снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов определяют из соотношений

"p> Рпл Рб ъ

Та-Тпл йр бн(Рплю Ps)-ад Я с "Р 2< Е+ас-Ь) ., 2ë 1

;1

1 -1с "Р

То-ТаАРпл-аЬ Ръ

2;Ж+ас-Ъ) т где г — радиус зоны снижения проницаемости вследствие отложения парафинов, м, гс - радиус скважины, м, То — температура насьпцения . дегазированной не4ти парафином, С, о

Тпп — цластовая температура, С вЂ” интегральный коэффициент

Джоуля-Томсона для газоо нефтяного потока, С/МПа, п — интегральный коэффициент

Джоуля-Томсона для нефтяного потока, С/МПа9 о пн — пластовое давление, МПа9

Р6 — давление насьнцения пластовой нефти, МПа;

Рх — давление на забое скважины 9 KIR> — тангенс угла наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления;

O — тангейс угла наклона прямо линейного участка графика зависимости температуры насьпцения пластовой нефти парафином от газосодержания к оси газосодержания, о — тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости температуры насьпцения пластовой нефти парафином от давления к оси давления, С вЂ” тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости газосодержания пластовой нефти от давления к оси давления;

А — отрезок, отсекаемый на оси газосодержания графиком зависимости газосодержания пластовой нефти от давления.

1ОЯМ2О

Изобретение относится к способам исследования пластов и пластовых флюидов для определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны скважины вследствие от- 5 ложения парафинов.

Известен способ определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны, основанный на гидродинамическом исследовании скажин.

Он заключается в том, что в скважине сразу после ее остановки проводится исследование восстановления давления.

Обработкой полученных данных определяется соотношение продуктивности 15 и значение скин-эффекта j1) .

Однако при таком способе исследования полученные параметры являются интегральными характеристиками ущербной зоны. По ним невозможно определить радиус снижения проницаемости приэабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов.

Известен также способ определения величины .зонального ущерба прони- 5 цаемости призабойной зоны скважины, заключающийся в том, чтб после остановки скважины проводится исследование восстановления давления и определение соотношения продуктивности. зр

После восстановления давления производят обработку призабойной зоны с последующей очисткой обработанной эоны, затем производят дополнительное гидродинамическое исследование и определяют соотношение продуктивности после обработки призабой.иой зоны. Радиус ухудшенной зоны определяют:из соотношений продуктивности до и после очистки приза- 4р бойкой зоны (2).

Однако данный способ является трудоемким, а его реализация затруднена.из-за наличия в расчетной формуле величины радиуса очищенной 45 зоны, точнее определение которой в промысловых условиях маловероятно.

Кроме того, в данном способе не учитываются физические и физикохимические свойства пластовых флюидов р (гаэосодержание f, давление насьпцения Р, температура насыщения нефти парафином Т ). Все эта приводит к недостоверности в определении радиуса ухудшенной зоны.

Цель изобретения — повышение точности определения радиуса снижения проницаемости призабойной зоны радиус зоны снижения проницаемости вследствие отложения парафинов, м, радиус скважины, м; температура насыщения дегазированной нефти парафином, о С, пластовая температура, С; интегральный коэффициент

Джоуля-Томсона для газо-. нефтяного потока, С/MIIa, интегральный коэффициент !

Джоуля-Томсона для нефтяного потока, С/ИПа, о пластовое давление, ИПа; давление насыщения пластовой нефти, ИПа", давление на забое скважины, МПа, тангенс угла наклона прямолинеИного участка кривой восстановления давления; тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от газосодержания к оси газосодержания, тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления к оси давления, где с

Т о

Ttlk—

6—

РплР пласта вследствие отложения парафинов.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения радиуса снижения проницаемости призабойной зоны пласта, включающему гидродинамические исследования скважины, одновременно с гидродинамическими проводят термометрические исследования, в процессе работы скважины отбирают глубинные пробы нефти с последующим определением их физических и физико-химических параметров, а радиус снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов определяют из соотношений приР„„»Р 1 т,-т„„+ р . „Р„„р,дз Р г=тс ехр

2 И1ас-Ъ) 2

Р пк

"о пл ял-«PS г=г -ехр

2 (Е а с-Ъ ) 2

1084 (4) (1)

Р = РЗ + 21 1П— с (3) С вЂ” тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости газосодержания пластовой нефти от давления к оси давления ;

А — отрезок, отсекаемый на оси газосодержания графиком зависимости газосодержания пластовой нефти от давления..

Способ осуществляют следующим об- N) разом.

В скважине сразу же после ее остановки проводят гидродинамические и термометрические исследования, на основании которых определяют необходимые для расчетов параметры, а по отобранным глубинным пробам определяют необходимые физические и физико-химические параметры (газосодержание f, давление насьцения Р>, 20 температура насыщения нефти парафином T ) пластовых нефтей. Затем определяют радиус снижения проницаемости приэабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов, используя,25 предлагаемые зависимости.

Рассмотрим скважину радиусом r, вскрывающую пласт. Вокруг скважины имеется зона снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие jp отложения парафинов радиусом r.

В процессе работы скважины на границе зоны, ограниченной радиусом r устанавливается давление P и температура Т

Если давление насыщения пластовой,, нефти P меньше пластового давления

Р„„, но больше давления на забое скважины Р, согласно эффекту ДжоуляТомсона и,менение 4p фильтрации нефтяного потока определяется выражением

Т„„- Тг, = „(Рпл Рв) где T — температура нефтяного потока при давлении насыщения, С, а изменение температуры газо-нефтяного потока определяется выражением

Т вЂ” Т„ = Е (Р— Р). 1 (2) . По формуле Дюпюи для плоскорадиальной фильтрации давление в произ-. вольной точке определяется иэ выра- 55 жения

420 4

Исходя из физико-химических свойств нефтей, температура насьпцения нефти парафином в IIJIBctoBblx условиях определяется выражением

Т„= Т, — аГ+Ьр, где f — газосодержание пластовой нефти, мл /м .

На основании физических свойств пластовых нефтей =с ° а, (5) Совместным решением зависимостей (1) — (5) определяется радиус снижения проницаемости приэабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов.

При условии, когда давление насыщения Р больше давления на забое скважины Р но меньше пластового давления Р1л (Рпл Р ъ Р ), полученная зависимость принимает вид т - n>+E F-H(4.- )-adà Р г=гс Gx1I

2 й+ас-Ъ) 2

При условии, когда давление насыщения Рл больше или равно пластовому давлению Р „(Р > Р„„), зависимость принимает вид О IIa< PnI-ad Ъ

1=г Охд

2 (Ф. ас-b ) По результатам гидродинамических и термометрических исследований получают параметры, приведенные в табл. 1.

По кривой восстановления забойного давления в координатах а Р-int определяют наклон прямолинейного участка i = 0,12919 (фиг. 1). Исследовав отобранные глубинные пробы, определяют физические и физико-химические параметры пластовой нефти, приведенные в табл. 2.

ПостРоив график зависимости газосодержания от давления для пластовой нефти, получают выражение

f = сР + d, где с — тангенс угла наклона прямолинейного участка к оси давления P, d — - отрезок, отсекаемый на оси газосодержания f (фиг. 2), с = 7,82; d = 8,023.

Подставив вместо с и d их числовые значения получают

f 7,82Р + 8,023.

/

1084420

Температура, С

Козффициен т ДжоуляТомсона, С/ИПа

Давление на забое скважины

Р>, ИПа

ПластоРадиус скважины,rc м вое

На забое скважины, Т3

Пластовая, Тпл давление Рпл

ИПа

0,422

1,305

Т а б л и ц а 2

«

Газосодержание К

M3/M

Примечание

Температура насыщения дегазированной нефти о парафином Т,, С

Давл ение насыщения Р...

МПа

Пробы отобраны с глубины

1274 м

7,60

Построив графики зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином Т) от газосодержания f и давления P получают соотношение

Т Та - af + ЪР, где 0 - тангенс 5 угла наклона прямолинейного участка к оси газосодержания f, Ъ - тангенс угла наклона прямолинейного участка к оси давления P (фиг. 3 и 4), Р= 0,091 ;Ъ =0,0224. Поставив- вместо

О и,b их числовые значения, получают

Т = То — 0,091f + 0,224Р.

Когда давление насыщения Р больше давления на забое скважины Р но меньше пластового давления Рял (Ря„ "

>Ра Р ), получают соотношение

Tî Гщ бРв 1-н(Р„„-Р»)-а4 Рз г=гехр 2i (Еt ас-Ъ) 2j

Подставляя в это соотношение значения параметров из табл. 1 и 2, а также значения числовых коэффициентов р, Ь, С, j. и i, произведя необходимые расчеты, получают значение радиуса снижения проницаемости призобойной зоны пласта вследствие отложения парафинов

0,083 12,95 3,57

0,083

41-40+1, 305 7, 6+ (-О, 422) (12, 95-7, 6) ехр и

2 О, 1 291 9 (1, 305+ 0, 091 7, 82-0, 224)

0 091 8 023

2 О, 12919(1 305+0, 091 ° 7 82-0 224)

3,57 — — - — О, 083

2;0,12919 ехр (17, 12355-13,81685)=0,083 ехр(3,3067) 0,083.27,2949=2,26, м

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известными, позволяет повысить точность определения радиуса снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов. Это позволит выбрать наиболее рациональный метод депарафинизации призабойной зоны пласта для восстановления производительности скважин, а также установить оптимальный режим ее работы с целью предотвращения выпадения парафинов в призабойной зоне пласта.

Таблица 1 для газо- для нефтянефтяного ного потока потока Е

1084420 аР, Мда

2У

Фиг. /

1084420 н фЯ

Тр .20 4Ф

T C

МХ

Р Мла

Составитель М, Тупысев

Редактор М. Янович Техред Т,Маточка 1 орректор С. ШекмаР.

Заказ 1947/25 Тираж 564 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4