СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ ДВУХ СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD FOR DETERMINATION OF RATES OF TWO JOINTLY OPERATED OIL FORMATIONS

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при контроле разработки сероводородосодержащих нефтяных месторождений.
Известен способ определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов путем предварительного отбора проб нефти из каждого продуктивного пласта, последующего отбора пробы добываемой нефти на поверхности, измерения коэффициента светопоглощения в этих пробах и расчета дебитов исходя из положения о линейном изменении измеренного параметра в результате смешения нефтей различных пластов /1/.
Способ обеспечивает низкую точность оценки дебитов ввиду того, что коэффициент светопоглощения может существенно меняться при хранении и подготовке проб к анализу.
Известен способ по изобретению /2/, по которому в качестве реперной составляющей нефти каждого пласта выбран химический элемент ванадий. Определение его концентрации в нефтях осуществляется в лабораторных условиях на электронном парамагнитном анализаторе или аналогичном дорогостоящем оборудовании.
По изобретению /3/ учет добычи нефти по пластам месторождения ведут с помощью измерений в нефтях интенсивности некогерентно рассеянного излучения рентгеновской трубки и других параметров, требующих специфического и стационарного оборудования.
В настоящее время на месторождениях с длительным сроком эксплуатации постоянно расширяется объем геолого-технических мероприятий, направленных на доизвлечение остаточной нефти. Для объекта разработки с двумя продуктивными пластами такие работы, как правило, ведутся выборочно по одному из пластов. Поэтому всегда актуально в короткие сроки по многим скважинам стандартного нефтедобывающего предприятия оценить по поверхностным пробам изменение вклада в общую добычу нефти того продуктивного пласта, на которое было воздействие.
При разведке и освоении скважин новых нефтяных месторождений задача оценки дебитов двух пластов разных горизонтов при их совместной эксплуатации одной колонной лифтовых труб стоит также остро. В условиях отдаленности разведочных скважин от лабораторий с хорошей приборной оснащенностью такая задача должна решаться с наименьшими затратами за короткий промежуток времени.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов путем предварительного отбора проб нефти из каждого продуктивного пласта с определением стабильной реперной составляющей в пробах, последующего отбора поверхностной пробы нефти, добываемой из двух пластов, и расчета искомых величин по материальному балансу реперной составляющей, в качестве реперной составляющей в пробах измеряют концентрацию сероводорода непосредственно на скважине с помощью портативного анализатора.
2
2
2
Выбор сероводорода (HS) в качестве реперной компоненты нефти обоснован многими факторами. Во-первых, этот газ в составе растворенного попутного нефтяного газа (наиболее подвижный флюид) рапределен по объему нефтенасыщенного пласта достаточно равномерно. Во-вторых, HS находится в закрытых пробах нефти и воды с неизменной концентрацией до 3-х суток и более. В открытых пробах нефти содержание сероводорода не снижается в течение 60 минут. В-третьих, в отличие от аналогов заявленного изобретения два совместно разрабатываемых пласта одного нефтяного месторождения, как правило, могут отличаться по содержанию HS в десятки раз, то есть на тысячи %. Имея в наличии столь большую дифференциацию по исследуемому параметру, мы получаем надежную оценку вклада каждого пласта в общую добычу нефти.
Добыча нефти из каждого пласта при их совместной эксплуатации определяется исходя из материального баланса реперного сероводорода по следующей схеме:
1. Предварительно с каждого пласта отбирают поверхностную пробу нефти при исключении из добычи второго пласта с помощью пакера.
2
2. По отобранным пробам непосредственно на скважине определяют содержание HS по продуктивным пластам.
3. Скважину пускают в эсплуатацию в обычном режиме совместной эксплуатации обоих пластов. В необходимый момент времени отбирают устьевую пробу нефти и в ней определяют содержание сероводорода.
4. По добываемой нефти составляют баланс добычи реперной компоненты:
1
1
2
2
Q·C=Q·C+Q·C
где: Q - совместная добыча нефти из 2-х пластов;
1
Q - искомая добыча нефти по первому пласту;
2
Q - искомая добыча нефти по второму пласту;
С - концентрация сероводорода в нефти при совместной эксплуатации пластов;
1
C - концентрация сероводорода в нефти первого пласта;
2
С - концентрация сероводорода в нефти второго пласта;
Добыча нефти по пластам оценивается по формулам:
1
2
1
2
Q=Q·(C-C)/(C-C) (1)
2
1
Q=Q-Q (2)
Пример реализации способа.
3
2
1
2
2
Скважиной совместно эксплуатируется два продуктивных пласта с общим дебитом Q=40 м/cyт. Нефть верхнего пласта содержит HS с концентрацией C=20 мг/л, а нижний пласт содержит HS с концентрацией С=400 мг/л.
Поверхностная проба нефти при совместной эксплуатации двух пластов содержит сероводород в концентрации С=320 мг/л. По формулам (1) и (2) находим
дебит верхнего пласта:
дебит нижнего пласта:
2
2
В качестве портативного анализатора сероводорода в жидкости (нефти) во многих нефтедобывающих регионах РФ успешно используется устройство для определения концентрации газа в жидкости по патенту РФ №2181882 (Бюл. №12 опубл. 27.04.2002 г.). Ежегодно с этим анализатором измеряется концентрация HS в продукции сотен и тысяч добывающих скважин в промысловых условиях, т.е. непосредственно на скважинах. Эти замеры показали, что сероводородосодержащие месторождения занимают значительную долю от общего числа объектов разработки. Например, в Урало-Поволжском регионе каждая вторая скважина содержит сероводород в той или иной степени, а в Оренбургской и Астраханской областях нефтяные залежи с HS занимают большую нишу в общем объеме добычи, чем объекты без сероводорода в продукции.
2
Многолетние наблюдения за продукцией месторождений с одним основным продуктивным горизонтом показали, что содержание сероводорода в нефти остается неизменной в течение многих лет при отсутствии биоредукции HS микроорганизмами. Таким образом, выбор растворенного в нефти сероводорода в качестве стабильного и качественного диагностируемого параметра является возможным и востребованным для решения текущих задач нефтедобывающих предприятий по доизвлечению остаточной нефти.
2
2
2
На наш взгляд, учет добычи нефти по пластам на основе учета выноса реперного HS из каждого пласта отвечает критерию «существенное отличие», так как этот параметр лучше характеризует во времени отдельно взятый из 2-х продуктивных пластов, а его измерение непосредственно на скважине дает оперативное время для принятия верных решений, а значит и дополнительно добытую нефть. Немаловажным является и то, что эти измерения стоят на порядок ниже, чем диагностика других свойств и компонент нефти. Отметим, что стоимость определения содержания HS в нефти портативным анализатором определяется количеством индикаторных трубок HS - 0,0066 и колеблется в пределах 15-60 рублей.
Источники литературы
1. Гильмакшин А.Ф., Глумов И.Ф. Временная инструкция по применению фотокалориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач. Бугульма, ТатНИИ, 1965. - 38 с.
2. А.с. СССР №715781, E21B 47/10, опубл. 15.02.80, бюл. №6.
3. А.с. СССР №1422983, E21B 47/10, опубл. 27.05.00, бюл. №15.