Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин с использованием электрохимических методов анализа попутных вод. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости по результатам инструментальных измерений удельной электропроводности кондуктометрическим методом и концентрации основных ионов пластовой и техногенной воды потенциометрическим методом. Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации в них химических элементов и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости. Способ отличается тем, что предварительно с помощью электрохимических методов анализа определяют зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от удельной электропроводности и концентрации основных ионов. Затем отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, определяют ее удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера непосредственно на месте отбора проб. Вычисляют относительное содержание пластовых и техногенных вод в соответствующих смесях посредством установленных регрессионных уравнений. 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 выражается в повышении оперативности диагностики происхождения попутных вод за счет определения удельной электропроводности и основных ионов в полевых условиях непосредственно на месте отбора проб, что позволяет уменьшить периоды остановки и увеличить эффективность эксплуатации скважин. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами (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 с использованием электрохимических методов анализа попутных вод.

В настоящее время из уровня техники известен способ 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 способом мониторинга за обводнением эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин. Его широкое развитие 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. Существенным недостатком данного способа является невозможность оперативной диагностики попутных вод непосредственно на месте отбора проб, что в ряде случаев имеет особо важное значение.

Известен способ идентификации и оценки корреляции вод различных горизонтов нефтяных скважин, в котором ионный состав воды в процессе опробования определяется потенциометрическим методом с использованием ионоселективных электродов (Рубцов М.Г., Купер В.Я. Применение гидрогеохимического каротажа при исследованиях нефтяных скважин / Известия Самарского научного центра РАН. - Т. 11. - №5(2). - 2009. - С. 332-336.). При этом преимущественно измеряют активности ионов водорода (рН), ионов натрия (pNa) и хлорид-ионов (pCl). Однако хлоридный ионоселективный электрод в следствии конструктивных особенностей в высокой степени подвержен загрязнению нефтью. В таком случае натриевый ионоселективный электрод используют для косвенного определения концентрации хлоридов непосредственно в скважине, так как имеется практически линейная взаимосвязь между концентрациями ионов натрия и хлоридов. Недостатком данного способа является невозможность количественной оценки содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в пробах попутных вод газовых и газоконденсатных скважин.

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе (RU 2307248 С1, 10.03.2006). Способ включает отбор пробы выносимой с газом смеси пластовой и конденсационной воды, анализ пробы на содержание химических элементов и расчет удельного и общего количества жидкой воды в газе на основе уравнения материального баланса по содержанию в пробе микроэлементов йода и брома. Для оперативного определения содержаний йода (брома) в полевых условиях на устье скважин и в любой точке газосборной сети предполагается использовать иономеры с соответствующим набором ионоселективных электродов. 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.

Технической целью (задачей) заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости по результатам инструментальных измерений удельной электропроводности кондуктометрическим методом и концентрации основных ионов пластовой и техногенной воды потенциометрическим методом.

Технический результат выражается в создании способа диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами, который обеспечивает повышение оперативности установления происхождения попутных вод за счет определения удельной электропроводности и основных ионов в полевых условиях непосредственно на месте отбора проб, что позволяет уменьшить периоды остановки и увеличить эффективность эксплуатации скважин.

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 и готовят из них двухкомпонентные смеси заданной пропорции, определяют их удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера, 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 удельной электропроводности и концентрации основных ионов, после чего отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, определяют ее удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера, полученные значения подставляют 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 удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод не превышает значение величины удельной электропроводности пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая при выполнении неравенства:

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

X21 - относительное содержание пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации основного коррелятивного элемента пластовой воды в пробе попутных вод, %;

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

X22 - относительное содержание техногенной воды в смеси вод конденсационная-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации основного коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;

Ктех - величина удельной электропроводности техногенной воды (жидкой водной фазы технологических растворов), мСм/см;

Кпласт - величина удельной электропроводности пластовой воды, мСм/см.

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 удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод не превышающей значение величины удельной электропроводности 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:

Если величина удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод превышает значение величины удельной электропроводности 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 вод пластовая-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине удельной электропроводности пробы попутных вод, %;

X23 - относительное содержание техногенной воды в смеси вод пластовая-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации основного коррелятивного элемента техногенных вод в пробе попутных вод, %.

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

При величине удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод превышающей значение величины удельной электропроводности 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 удельная электропроводность кондуктометрическим методом и концентрация основных ионов потенциометрическим методом 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 удельной электропроводности (УЭП) и концентрации натрия (Na+) от содержания пластовой воды, в смеси К-П, и величины удельной электропроводности (УЭП) и концентрации кальция (Са2+) от содержания техногенной воды (в данном случае водный раствор CaCl2) 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 проведенных полевых инструментальных измерений непосредственно на месте ее отбора (на устье скважины) имеет величину удельной электропроводности, концентрацию натрия и кальция соответственно 20,6 мСм/см, 4,35 г/дм3 и 0,094 г/дм3. Полевые измерения выполнялись с помощью портативного кондуктометра HANNA «HI8733» (Германия) и иономера «Эксперт-001-3.0.1» (НПП «Эконикс-Эксперт», г. Москва) с комплектом ионоселективных электродов.

Учитывая, что величина электропроводности исследуемой пробы попутных вод не превышает значение величины электропроводности пластовой воды, которая для данного участка принята 34,75 мСм/см, 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 удельной электропроводности попутных вод установлены следующие регрессионные уравнения:

y(УЭП)=1,08+0,3367х (смесь К-П),

y(Na+)=0,14+0,0737 (смесь К-П),

y(УЭП)=1,08+4,0572х (смесь К-Т),

y(Са2+)=0,04+0,866х (смесь К-Т).

Рассчитанные с использованием указанных для данного участка регрессионных уравнений содержания пластовой воды в смеси К-П по величинам удельной электропроводности (20,6 мСм/см) и концентрации натрия (4,35 г/дм3) соответственно равны 57,971% и 57,12%, а содержания техногенной воды в смеси К-Т, вычисленные по величине удельной электропроводности (20,6 мСм/см) и концентрации кальция (0,094 г/дм3), соответственно составили 4,811% и 0,062%). Указанные значения содержания пластовой и техногенной воды используем для определения базовой для дальнейших расчетов двухкомпонентной смеси вод, путем рассмотрения неравенства:

Подставляем в указанное неравенство рассчитанные содержания пластовой (57,971%), 57,12%) и техногенной (4,811%, 0,062%) воды:

Проверяем выполнение заданного условия:

Так как неравенство выполняется, 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, в результате выполнения диагностики исследуемой пробы попутных вод с помощью заявляемого изобретения (Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами) дана количественная оценка относительного содержания пластовой, техногенной и конденсационной воды в выносимой газом жидкости, которая хорошо согласуется с результатами определения относительного содержания пластовой, техногенной и конденсационной воды в составе исследуемой пробы, выполненного по используемой на газодобывающем предприятии методике гидрохимического контроля (табл.).

1. Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами, 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 и готовят из них двухкомпонентные смеси заданной пропорции, определяют их удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера, 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 удельной электропроводности и концентрации основных ионов, после чего отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, определяют ее удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера, полученные значения подставляют 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 удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины удельной электропроводности пластовой воды, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая, при условии:

|X11-X21|<|(X22-X12)*Ктехпласт)|,

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 удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины удельной электропроводности пластовой воды, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная, при условии:

|X11-X21|≥|(X22-X12)*Ктехпласт|,

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 удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины удельной электропроводности пластовой воды, принимают двухкомпонентную смесь вод пластовая-техногенная, при условии:

|X23-X13|<|(X12-X22)*Ктех/(Ктехпласт)|,

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

Wп=(100-Х13)-(100-Х13)/((100-Х13)-(100-Х12))*|(100-Х13)-(100-Х23)|,

Wк=(100-Х12)/((100-Х13)-(100-Х12))*|Х2313|,

Wт=100-Wп-Wк.

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

|X23-X13|≥|(X12-X22)*Ктех/(Ктехпласт)|,

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

Wп=(100-Х13)/((100-Х13)-(100-Х12))*|Х1222|,

Wк=(100-Х12)-(100-Х12)/((100-Х13)-(100-Х12))*|(100-Х12)-(100-Х22)|,

Wт=100-Wп-Wк.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин.

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 области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин с использованием электрохимических методов анализа попутных вод. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости по результатам инструментальных измерений удельной электропроводности кондуктометрическим методом и концентрации основных ионов пластовой и техногенной воды потенциометрическим методом. Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации в них химических элементов и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости. Способ отличается тем, что предварительно с помощью электрохимических методов анализа определяют зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от удельной электропроводности и концентрации основных ионов. Затем отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, определяют ее удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера непосредственно на месте отбора проб. Вычисляют относительное содержание пластовых и техногенных вод в соответствующих смесях посредством установленных регрессионных уравнений. 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 выражается в повышении оперативности диагностики происхождения попутных вод за счет определения удельной электропроводности и основных ионов в полевых условиях непосредственно на месте отбора проб, что позволяет уменьшить периоды остановки и увеличить эффективность эксплуатации скважин. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

Наверх