Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по данным химического анализа проб попутных вод на основные макрокомпоненты. Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды. Способ отличается тем, что предварительно устанавливают регрессионные уравнения для двухкомпонентных смесей попутных вод, отражающие зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации основных ионов и величины общей минерализации. Затем отбирают пробы попутных вод, проводят их химический анализ и подставляют значения концентрации основных ионов и общей минерализации в регрессионные уравнения, по которым вычисляют относительные содержания пластовой и техногенной воды в соответствующих смесях. После чего устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Технический результат заявляемого изобретения выражается в повышении эффективности гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин за счет более полного учета гидрохимических условий конкретного участка работ и рецептур применяемых технологических растворов при сокращении перечня используемых коррелятивных элементов. 4 з.п. ф-лы.

 

Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным химического анализа (далее также изобретение, техническое решение) относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин.

В настоящее время из уровня техники известен метод гидрохимического контроля обводнения (Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений / Гончаров B.C., Козлов В.Г., Левшенко Т.В. - Москва: ВНИИГАЗ, 1995. - 91 с.), который является основным методом мониторинга за обводнением эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин. Широкое развитие данного метода обусловлено своеобразием химического состава различных типов попутных вод: пластовых, конденсационных и техногенных. В качестве основных индикаторных элементов выступают преобладающие макрокомпоненты состава и ряд микрокомпонентов. Концентрация элементов устанавливается химическим анализом. К недостаткам данного способа можно отнести то, что дальнейшее совершенствование рассматриваемого метода неизбежно связано с модернизацией приборной базы аналитических лабораторий, актуализацией и расширением перечня коррелятивных компонентов состава и критериев диагностики выносимых газом вод. Данная тенденция не способствует сокращению сроков и объемов соответствующих работ.

Известен способ определения генетического профиля попутных вод, в котором выбор отличительных критериев для идентификации типов вод, расчет долевого участия пластовых, конденсационных и техногенных вод в их смесях базируются на использовании комплекса генетических коэффициентов и системе решающих правил (Абукова Л.А., Абрамова О.П., Варягова Е.П. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2015. - №2. - Стр. 2.). К недостаткам данного способа можно отнести необходимость определения широкого круга химических элементов, относящихся как к макрокомпонентам, так и микрокомпонентам состава попутных вод, что негативно влияет на оперативность и стоимость диагностики их происхождения.

Известен способ определения водного фактора газового промысла, который позволяет рассчитать удельное и общее количество пластовой и конденсационной воды на основе уравнения материального баланса по общей минерализации отобранной пробы (RU 2217588 С2, 03.04.2001). Для этого предусмотрен сбор попутных вод по всей схеме от пласта до входного сепаратора промысла. Однако данный способ не позволяет определить удельный водный фактор на отдельных скважинах. Так же существует вероятность загрязнения отобранных проб техногенными водами в результате проведения геолого-технических мероприятий, что скажется на величине общей минерализации и снизит достоверность расчета доли пластовой и конденсационной воды.

Известен способ определения удельного и общего количества попутных вод по содержанию микроэлементов - иода и брома, с помощью уравнения материального баланса (RU 2307248 С1, 10.03.2006). При всей простоте способа и возможности его использования в полевом варианте, достоверность его результатов не удовлетворяет требованиям практики. Связано это с недостаточной изученностью распространения микроэлементов в пластовых водах по площади месторождений и возможным загрязнением попутных вод этими компонентами при проведении геолого-технических мероприятий на скважинах.

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, который включает определение содержания основных катионов состава попутных вод: натрия, калия и кальция, и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по специальным формулам (RU 2128280 С1, 24.03.1997). Однако, предложенный авторами патента кальций-натриевый (Ca/(Na+K)) генетический коэффициент изменяется в широких пределах в пластовой воде. Поэтому при наличии в составе пробы высокоминерализованных вод возникает погрешность при расчете содержания пластовой и техногенной воды.

Технической целью (задачей) заявляемого изобретения является устранение имеющихся недостатков количественного определения относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости.

Техническим результатом заявляемого изобретения является создание способа диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным химического анализа, который обеспечивает повышенную эффективность гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин за счет более полного учета гидрохимических условий конкретного участка работ и рецептур применяемых технологических растворов при сокращении перечня используемых коррелятивных элементов.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом техническом решении, включающем отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и диагностику происхождения выносимых газом вод, отбирают пробы пластовой, конденсационной и техногенной воды, определяют их химический состав, готовят двухкомпонентные смеси вод конденсационная-пластовая, конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная заданной пропорции, определяют их химический состав, устанавливают коррелятивные элементы пластовых и техногенных вод и определяют зависимости, отражаемые регрессионными уравнениями, относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации коррелятивных элементов и величины общей минерализации, после чего отбирают пробу попутных вод из скважины, проводят ее химический анализ, подставляют значения концентрации коррелятивных элементов и общей минерализации в соответствующие регрессионные уравнения, вычисляют по ним относительные содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная, устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Именно вышеуказанная совокупность признаков, обеспечивает получение изобретением заявленного технического результата.

Изобретение в своих частных случаях выполнения характеризуется признаками, указанными в предыдущем абзаце в совокупности с нижеописанными признаками.

Если величина общей минерализации исследуемой пробы попутных вод не превышает значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая при выполнении неравенств:

где X11 - относительное содержание пластовой воды в смеси конденсационная-пластовая вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине общей минерализации пробы попутных вод, %;

Х21 - относительное содержание пластовой воды в смеси конденсационная-пластовая вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 1-го коррелятивного элемента пластовой воды в пробе попутных вод, %;

X12 - относительное содержание техногенной воды в смеси конденсационная-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине общей минерализации пробы попутных вод, %;

Х22 - относительное содержание техногенной воды в смеси конденсационная-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 1-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;

Х31 - относительное содержание пластовой воды в смеси конденсационная-пластовая вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 2-го коррелятивного элемента пластовой воды в пробе попутных вод, %;

Х42 - относительное содержание техногенной воды в смеси конденсационная-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 2-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;

Мтех - величина общей минерализации техногенной воды (жидкой водной фазы технологических растворов), г/дм3;

Мпласт - величина общей минерализации пластовой воды, г/дм3.

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

где Wп, Wт, Wк - относительное содержание соответственно пластовой, техногенной и конденсационной воды в пробе попутных вод, %.

При величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная, если не соблюдаются неравенства:

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

Если величина общей минерализации исследуемой пробы попутных вод превышает значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод пластовая-техногенная при выполнении неравенства:

где X13 - относительное содержание техногенной воды в смеси пластовая-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине общей минерализации пробы попутных вод, %;

Х23 - относительное содержание техногенной воды в смеси пластовая-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 1-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;

Х43 - относительное содержание техногенной воды в смеси пластовая-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 2-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %.

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

При величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при выполнении неравенства:

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

Заявляемое изобретение реализуется следующим образом (на примере диагностики происхождения попутных вод эксплуатационной скважины, расположенной на Медвежьем нефтегазоконденсатном месторождении).

Для выполнения диагностики происхождения попутных вод на участке работ предварительно определяется химический состав пластовой, конденсационной и техногенной воды, двухкомпонентных смесей вод конденсационная-пластовая (К-П), конденсационная-техногенная (К-Т) и пластовая-техногенная (П-Т) заданной пропорции и устанавливаются зависимости величины минерализации (М), концентраций хлорид-иона (Cl-) и натрия (Na+) от содержания пластовой воды в смеси К-П и величины минерализации (М), концентраций хлорид-иона (Cl-) и кальция (Са2+) от содержания техногенной воды в смесях К-Т и П-Т, которые отражаются соответствующими регрессионными уравнениями.

После этого отбирают пробы попутных вод для диагностики их происхождения. Исследуемая проба попутных вод по результатам химического анализа имеет величину минерализации 15,450 г/см3, а концентрации хлорид-иона, натрия и кальция соответственно равны 9,126 г/дм3, 5,654 г/дм3 и 0,341 г/дм3.

Учитывая, что величина минерализации исследуемой пробы не превышает минерализацию пластовой воды, которая для данного участка принята 17,0 г/дм3, то базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь следует выбирать между смесями вод конденсационная-пластовая (К-П) и конденсационная-техногенная (К-Т).

На участке выполнения работ для смесей К-П и К-Т при данной величине минерализации попутных вод, установлены следующие регрессионные уравнения:

y(М)=0,64+0,1636х (смесь К-П)

y(Cl-)=0,39+0,0974х (смесь К-П)

y(Na+)=0,14+0,0593 (смесь К-П)

y(М)=0,64+2,3936х (смесь К-Т)

y(Cl-)=0,39+1,5297х (смесь К-Т)

y(Са2+)=0,04+0,8660х (смесь К-Т)

Рассчитанные с использованием указанных для данного участка регрессионных уравнений содержания пластовой воды в смеси К-П по величине минерализации (15,450 г/см3), концентрации хлорид-иона (9,126 г/дм3) и натрия (5,654 г/дм3) соответственно равны 90,52%, 89,69% и 92,98%, а содержания техногенной воды в смеси К-Т, вычисленные по величине минерализации (15,450 г/см3), концентрации хлорид иона (9,126 г/дм3) и кальция (0,341 г/дм3), соответственно составили 6,19%, 5,71% и 0,35%. Указанные значения содержания пластовой и техногенной воды используем для определения базовой для дальнейших расчетов двухкомпонентной смеси вод путем рассмотрения неравенств:

Подставляем в указанные неравенства рассчитанные содержания пластовой (90,52%, 89,69%, 92,98%) и техногенной (6,19%, 5,71%, 0,35%) воды:

Проверяем выполнение заданного условия:

Так как неравенства выполняются, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимаем двухкомпонентную смесь конденсационная-пластовая вода. Расчет содержания компонентов установленной базовой смеси вод и примеси третьего компонента выполняем по соответствующим уравнениям:

Таким образом, определено относительное содержание пластовой, техногенной и конденсационной воды в исследуемой пробе, которое соответственно равно 89,63%, 0,06% и 10,31%. Указанные результаты диагностики происхождения попутных вод хорошо согласуются с результатами определения содержания различных типов вод в составе исследуемой пробы, выполненного по используемой на газодобывающем предприятии методике гидрохимического контроля, по которой относительное содержание пластовой, техногенной и конденсационной воды соответственно составили: 91%, 0% и 9%.

1. Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным химического анализа, включающий отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и диагностику происхождения выносимых газом вод, отличающийся тем, что отбирают пробы пластовой, конденсационной и техногенной воды, определяют их химический состав, готовят двухкомпонентные смеси вод конденсационная-пластовая, конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная заданной пропорции, определяют их химический состав, устанавливают коррелятивные элементы пластовых и техногенных вод и определяют зависимости, отражаемые регрессионными уравнениями, относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации коррелятивных элементов и величины общей минерализации, после чего отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, проводят ее химический анализ, подставляют значения концентрации коррелятивных элементов и общей минерализации в соответствующие регрессионные уравнения, вычисляют по ним относительные содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная, устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям.

2. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов, при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая при условии:

1121|<|(Х2212)*Мтехпласт|,

1131|<|(Х4212)*Мтехпласт|,

|(Х11-X21)-(Х1131)|<|((Х2212)-(Х4212))*Мтехпласт|.

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

Wп1111/(Х1112)*|Х1121|,

Wт12/(Х1112)*|Х1121|,

Wк=100-Wт-Wп.

3. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при нарушении условия:

1121|<|(Х2212)*Мтехпласт|,

1131|<|(Х4212)*Мтехпласт|,

|(Х11-X21)-(Х1131)|<|((Х2212)-(Х4212))*Мтехпласт|.

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

Wп11/(Х1112)*|Х2212|,

Wт1212/(Х1112)*|Х2212|,

Wк=100-Wт-Wп.

4. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод пластовая-техногенная при условии:

|(Х2313)-(Х4313)|<|((Х1222)-(Х1242))*Мтех/(Мтехпласт)|.

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

Wп=(100-X13)-(100-X13)/((100-X13)-(100-X12))*|(100-X13)-(100-X23)|,

Wк=(100-X12)/((100-X13)-(100-X12))*|X23-X13|,

Wт=100-Wп-Wк.

5. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при условии:

|(X23-X13)-(Х4313)|≥|((Х1222)-(Х1242))*Мтех/(Мтехпласт)|.

При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:

Wп=(100-X13)/((100-X13)-(100-X12))*|Х12-X23|,

Wк=(100-X12)-(100-Х12)/((100-X13)-(100-X12))*|(100-Х12)-(100-Х22)|,

Wт=100-Wп-Wк.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин нефтяных месторождений в условиях низких пластовых давлений (близких к давлению насыщения нефти газом), а также низких пластовых температур.

Группа изобретений относится к способам прогнозирования изменений в подземном месторождении и способу прогнозирования изменений в погружных электрических насосных системах.

Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ позволяет эффективно удалять жидкость из газовых или газоконденсатных скважин, обеспечивая стабильную добычу газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ) и межтрубным пакером.

Изобретение относится к скважинной телеметрии и может быть использовано для передачи информации по гидравлическому каналу связи. Техническим результатом является снижение радиального гидравлического момента вращения и осевой гидравлической нагрузки на клапан за счет снижения площади контакта лопасти клапана с буровой жидкостью.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, а именно - негерметичности пакера.

Группа изобретений относится к вычислительной технике и может быть использована для определения эффективности операций стимуляции в углеводородной скважине. Техническим результатом является улучшение стимулирующих действий и процесса добычи углеводородов.

Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть использовано для контроля цементной оболочки эксплуатационных добывающих скважин. Техническим результатом является обеспечение надежного и эффективного контроля правильной укладки и целостности цементной оболочки между обсадной колонной и пластом породы с целью прогноза необходимости проведения ремонтных работ и минимизации производственных потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к области контроля уровня жидкости акустическим методом, и может быть использовано для определения уровня жидкости в скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по данным химического анализа проб попутных вод на основные макрокомпоненты. Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды. Способ отличается тем, что предварительно устанавливают регрессионные уравнения для двухкомпонентных смесей попутных вод, отражающие зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации основных ионов и величины общей минерализации. Затем отбирают пробы попутных вод, проводят их химический анализ и подставляют значения концентрации основных ионов и общей минерализации в регрессионные уравнения, по которым вычисляют относительные содержания пластовой и техногенной воды в соответствующих смесях. После чего устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Технический результат заявляемого изобретения выражается в повышении эффективности гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин за счет более полного учета гидрохимических условий конкретного участка работ и рецептур применяемых технологических растворов при сокращении перечня используемых коррелятивных элементов. 4 з.п. ф-лы.

Наверх