ПРИ ГННТ СССР (21) 4701031/03 (22) 30.03.89 (46) 30.04.91. Вюл . № 16 (71) Московский институт нефти и газа им. И.М, Губкина (72) К.С, Васнисв, II,Ã, Ведриковецкий, Ю.А. l; óðîâ, li.В. Авраменко, 3.А, Сухотина, И.А. Леонтьев, P M. Eep-(;àð»;ècGB, А.А. 8алюшкин, А.цс. Колесников, Н,А. Гужов и В. Г. Падок (53) 6 2.32(088.ь) (56) Авторское свидетельство СССР № 1514918, кл. Е 21 В 47/00, 1988. (54) С110СОВ 011РЦ1ЕЛЕНИЯ НАСЬПЦЕННОСТИ

ГАЗОКО1ДЕНСАТНОГО II IACTA ЖИДКИМИ

УГ) 1Е ВО) 10РО) (АМИ (57) Изооретение относится к разработке газоконденсатных месторождений.

Цель вЂ” повышение точности спределения насьпценности углеводородами бессернистого газоконденсатного пласта. В пласт

Изобретение относится к разработке газоконденсатных л есторождений.

Цель изобретения вЂ” повьппение точности определения насьпценности жидкими углеводородами бессернистого газоконденсатного пласта.

Способ осуществляют следующим об,разом.

На месторождении выбирают наг: етательную и добывающую скважины. Определяют плотности жидкой и газовой фаз пластового флюида пикнометрическим способом. Определяют коэффициенты конвективной диффузии индикаторов иэ справочной литературы. через нагпетательную скважину зака-;ивают оторочки хорошо растворимого в жидких углеводородах (ЖУВ) и «» ертного л H«ht индикаторов с газообразнь»м носителем. b качестве растворимого в

ЖУВ инд«катора используют природные меркаптаны или одоранты на их основе, в качестве нейтрального к ЖУВ инд«катора вЂ” гелий . Определяют плотность жидкой (/ „) и »азовой (P ) фа.-. пласl товога флюида, коэффицие»(ты распределения растворимого в ЖУВ (К ) и инерт1 ного к ним (К ) индикаторов, коэффициент пористости пласта (m), среднюю скорость фильтрации газообразного носителя индикаторов (u) и регистрируют а время появления в добывающей скважи9 ив оооии иннинасоров ССс,С ), а васы- (/) щенность га",око«денсатного пласта

ЖУВ (I) определяют по формуле I с2 t 1 р /"1I pe(1/К 1/К1 где г расстояние между нагнетательнои и добывающей скважинами. 1 э,п. ф-лы, Определяют коэффициенты распределения растворимого в жидких углеводородах и инертного к ним индикаторов экспериментально или расчетным путем.

Определяют коэффициент пористости пласта пп исследованиям кернового матер»1ала. Определяют среднюю скорость фильтрации газообразного носителя индикаторов по формуле ( ч

ВН* (1) где 1 вЂ” дебит добывающей скважины, м Э/с

В вЂ” расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами,м;

1Ь45484

Н вЂ” средняя толщина пласта, вскрытая скважинами, м.

Определяют необходимые количества индикаторов для закачки в пласт, для чего задаются коэффициентом газоиасыщенности пласта S = 0,3Ä

Необходимое количество гелия определяют по формуле (2) ) 1= () mBHL гда 1> вЂ” плотногть газоаой фазы, кг/м

m вЂ” коэффициент пористости пласта;

1. вЂ” расстояние от добывающей до нагнетательной скважины, мю

1) вЂ” коэффициент конвективной диффузии индикатора, и /с;

3 величина пика оторочки индикатора при подходе его к добывающей скважине, Необходимое количество смеси меркаптанов определяют по формуле

v(tz t ) L)p

m),PI (I /Ê -1/К,1) де (0 вЂ” плотность соответствен ("6

) Г но газовой и жидкой фаз, кг/м

К, К вЂ” коэффициенты распределения соответственно растворимого в жидких углеводородах и инертного к где К - коэффициент распределения индикатора в пласте.

11оследовательно закачивают в пласт через нагнетательную скважину растворимый в жидких углеводородах индикатор (природные меркаптаны или одорант) и нейтральный к жидким углеводородам индикатор (гелий). После этого обе оторочки проталкивают по пласту природным газом. Иомент появления обоих индикаторов и продукции эксплуатационных скважин определяют аналитическими методами, например хроматографически.

Насыщенность газоконденсатного пласта жидкими углеводородами при этом45

4 определяют по разности значений интервалов времени от закачки до появления каждого индикатора по формуле ним индикаторов; средняя скорость фильтрации газообразного носител» индикаторов, м/с;

t<, t< вЂ” время появления в продукции эксплуатации скважины соответственно раст10 м /с т

Х с

I3()400 вЂ” вЂ” 50 и х 1000 м сут ...-5

l7,23 10 м/с. 1IIppflå>Iÿþò плотность га за пикиометрическим способом: 0 = О 7 кг/м и ! ) плотность жидкой фазы деисиметри«еским способом: (> = 700 кг/ ° Коэффи3 циенты распределения индикаторов определяют любым из известных способов (экспериментально или расчетным путем), например для меркаптана К

=.О,о47, для гелия К = 0,00038.

Коэффициент KoHBPI(òивнои диффузии

t7 оерется из 1) = 10-6 II /с. Расстояние между рядами нагнетатечьнь>х и добынающих скважин l. = 10VU м, 11реде. . >o«I«.сти измерений концентЬ -5 рации гелия о = 10, а меркаптаиов

1„-4

Определяют необходимые количества индикаторов для закачки в пласт, Необходимое количество гелия (по формуле (2)) М = 0 7 кг/м K0,11 х 1000 мх

lI 50 и х 1001) м му с «1ООО м

1 х10 4 = 4,;r или 4,093/О, 16 > вЂ” > 3

4,5 II при нормальных условиях. воримого в жидких углеводородах и инертного к иим индикаторов, с.

1l р и м е р. На месторождении вь>браны нагнетательная и дооываюшая скважины, находящиеся на расстоянии I) вЂ” 1000 м. Средняя толщина пласта, вскрытая скважинами, составляет Н

50 м. 11ористость пласта m, определенная по исследованиям кернового материала, составила О, 11. Замеряют де:вЂ” бит добчванлщей скв;жины q=10 h и /сут, по к торому расс«итывают среднюю скорость фильтрации газообразного носителя индикаторов (газа) пласта по формуле (1) 5 1645484 6

Необх димое r,îë г.ество меркап гано реденения насыщен». стп плас.га жидкими огределяют г.: формуле (3) углеводородами, ч -о оказывает суце1 ственн по помощь пр . повышении конечМ = 0,7 к" ì х0 11х1000 м х 50 м1 ной конде»сато- и газоотдачи газоконР н 5 денсатного пласта, 14х 0 4 АЙ!0 -;r /с

3 10 м/с х 00 м формула изобретения к!000 и х О, 3+0, о47 (1-О, 3) 10 =64, 8 кг, В нагнетательную скважину с помощью н сосного агрегата закачивают 64,8 кг меркаптан», а о помощь.о компрессора

24 э м гелия и продавливают их в

3 пласт пластовым газом в объеме 54 4м

О, 0042

Таким обрз зом, нас ыщенность rrs аста жидкими углев,:»продам) на исследованном участка состав гла 0,421, 11редлагаемый способ практически н чувствителен к пот рям и»дикаторов пласте, что значительно повышает его точность и надежность.

Использование предлагаемого cïîñîua обеспечивает высокую точнг.с"ь опоснове

Составитель M. Тупысев

Техред Л.Олийнык - Коррек r>Ð С. Шекмар

Редактор Ю. Середа

Заказ 1331 Тираж 383 Подписное

ЫП .ИПИ . осударственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,10!

Ре, ис гриру1от время появления гелия в продукции добывающей ..кважины

50 сут.

Регистрируют время появления меркаптана в продукции добывающей скважины t = 65 сут.

rIaCrrI.ЕННОСтЬ ПЛаСта а.ДКИМИ УГЛЕВОдор дам определяют из зыражечия (4)

15сут !20 м/с тх0. 7 кг/м

0,11х1000 и 0,646 /00 кг/и

1. Способ определения насыщенности!

10 газоконденсатного пласта жидкими уг: »водородами, включа ощий госледовательную закачку в гпаст через нагнетательную скважин растворимс го в жи !кпх углеводородах индикатора и

5 Инер.гного к ним rzндикагора с газообра-..ньяи. нос ителем, последующую регистрацию времени появления индикаторов в .родукции эксплуатационной скважин.:,, определение плотностей жидкой и газовои фаз пластового флюида, коэффициентов вазового распределения раст-воримого в жидких углеводородах и инертног > к ним индикаторов, коэффициента и горист с "r» пласта и срс инеи скорости вильтрации газоооразного носителя индикаторов, о т л и ч а ющ и и с я тем, что, с целью повьдпеНия точности определения »асыщенности жидкими углеводородами beccep»rrcтого газоконденсат»ог пласта, в качестве растворимого в жидких углеводородах индикатора в пласт заначивают меркаптаны.

2. Способ по и. 1, о т л и ч а ю35 щ и и с я гем, что в качестве меркаптанов в пласт заначивают природные смеси ме;зкаптанов или опоранты на их

Способ определения насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами

Устройство для стыковки составных частей скважинного прибора // 1645482

Скважинный геофизический прибор // 1645481

Изобретение относится к технике для геофизических исследований скважин

Скважинный геофизический прибор // 1645480

Способ определения продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин // 1643709

Изобретение относится к разработке месторождений природного газа, применительно к промысловым исследованиям скважин

Способ определения продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин // 1643709

Устройство для дистанционной передачи информации из буровой скважины во время работы бурового станка, выполненного с буровым долотом и буровой колонной, заполненной промывочной жидкостью // 1642958

Устройство для определения фазового перехода теплоносителя в нагнетательных скважинах // 1641987

Изобретение относится к нефтедобыче, Цель изобретения - расширение функциональных возможностей за счет определения степени сухости пара

Способ передачи информации при турбинном бурении скважин // 1640396

Способ исследования скважин // 1640395

Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных и газовых месторождений , в частности к исследованиям скважин

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100592

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности, в частности к способам контроля содержания нефти в пластовой жидкости скважины в процессе ее эксплуатации

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100593

Способ определения азимута и зенитного угла скважины и гироскопический инклинометр // 2100594

Изобретение относится к точному приборостроению и может быть использовано, например, для обследования нефтяных, газовых и геофизических скважин путем движения скважинного прибора в скважине в непрерывном или точечном режиме, при определении азимута и зенитного угла скважины

Скважинный термометр // 2100595

Изобретение относится к устройствам для измерения температуры в буровых скважинах

Установка для измерения и исследования продукции скважин // 2100596

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области измерения продукции (дебита) различных категорий нефтяных скважин (мало-, средне- и высокодебитных) и определения фазного и компонентного составов

Бескарданный гироскопический инклинометр и способ выработки инклинометрических углов // 2101487

Устройство для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн // 2101488

Изобретение относится к средствам контроля технического состояния обсадных колонн в скважинах и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства

Телеметрическая система передачи и приема информации в процессе бурения // 2101489

Изобретение относится к геофизическим исследованиям

Способ обработки сигналов инклинометрических преобразователей (его вариант) // 2102596

Способ контроля состояния крепи скважины // 2102597

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, применяемым для геофизических исследований скважин, и предназначено для технического состояния их крепи: обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве, а также спущенных в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ)