Sampling of the downhole SampleS of reServoir oil at non-tranSfuSing oil inflow into the well

УДК 553.98(571.1)

И.Т. Сичковский
ПАО «Газпром нефть»
А.Н. Лукашов, Е.В. Тихомиров, А.И. Брусиловский
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Электронный адрес: Lukashov.AN@gazpromneft-ntc.ru 

Ключевые слова: пластовая нефть, PVT-свойства, отбор проб, глубинная проба нефти, пластовый флюид, пластовое давление, забойное давление, давление насыщения пластовой нефти, фонтанный приток, непереливающий приток нефти в скважину 

I.T. Sichkovskiy
Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg
A.N. Lukashov, E.V. Tikhomirov, A.I. Brusilovskiy
LLC «Gazpromneft STC», RF, Saint-Petersburg

The aim of bottomhole sampling is to obtain a small volume of fluid, which is identical to the reservoir oil at initial reservoir conditions. The results of study of reservoir oil PVT (abbreviation from Pressure, Volume, Temperature) properties made in the laboratory can then reasonably be applied to identify phase behavior and properties of reser- voir fluids under reservoir conditions. Knowledge of PVT properties of reservoir oil is necessary to estimate of oil ca- pacity, designing of reservoir development and its economic viability. PVT properties of reservoir oil are estimated from: the study of subsurface oil samples; the study of recombined samples from the test separator; mathematical simulation using equation-of-state and empirical correlations. Representative samples of the reservoir oil can be col- lected mainly by subsurface sampling. In cases of extremely tight (low permeable) reservoirs it may be virtually im- possible to get sufficient flow rate to lift the liquids without excessive pressure draw-down and corresponding de- gassing of reservoir oil at bottomhole conditions. This article deals with on technical and technological solution of sub- surface oil sampling when an oil not flow to surface. The use of such a method will help to solve the problem of reli- able identification of the reservoir oil properties at reservoir conditions.

Keywords: reservoir oil, PVT-properties, sampling, subsurface oil sample, reservoir fluid, formation pressure, bot- tomhole pressure, bubble-point pressure of reservoir oil, transfusing oil inflow, non-transfusing oil inflow into the well 

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-4-22-27

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в связи с усложнением структуры запасов углеводородов и возрастающей сложностью геолого-разведочных работ все большую актуальность приобретают задачи повышения точности и достоверности результатов измерений параметров пластовых систем, используемых при оценке запасов и проектировании разработки месторождений.  Обоснование компонентного состава и PVT-свойств пластовой нефти, полученных при анализе ее глубинных проб, является одним из важнейших условий повышения достоверности подсчета запасов и эффективности разработки месторождений (Протокол МПР № 11-17/0044-пр. от 03.04.07 г.) . 

Наиболее достоверные данные о свойствах пластовых нефтей в условиях их залегания получают по результатам лабораторных исследований глубинных проб, которые согласно общепринятой практике отбираются на фонтанных притоках (РД 153-39.0-109-01). Это в значительной мере ограничивает возможности изучения PVT-свойств пластовой нефти залежей, а залежи с трудноизвлекаемыми запасами и нефонтанными притоками нередко вообще не представлены глубинными пробами.

Традиционно при испытании скважин в колонне глубинные пробы пластовой нефти отбирают на фонтанирующих объектах в интервале глубин, отвечающих условию: забойное давление pзаб больше давления насыщения pнас. 

Получение таких условий для отбора глубинных проб ограничено рядом факторов: 

– скважина работает с пластовой водой, которая накапливается в стволе и перекрывает интервал, отвечающий критерию pзаб>pнас; 

– скважина фонтанирует только при условии выделения газа на забое (газлифт) при pзаб<pнас; 

– из ствола скважины при фонтанировании не выносится жидкость освоения (техническая вода), которая перекрывает интервал, для которого pзаб>pнас; 

– при фонтанировании в зоне низких температур (многолетнемерзлых пород) на стенках НКТ осаждаются смолы и парафины, препятствующие прохождению пробоотборников. 

По статистике на месторождениях Западной Сибири только 30   нефтяных объектов испытаний являются фонтанирующими, и лишь в 70   из них отобранные глубинные пробы пригодны для анализа (кондиционны). С учетом непереливающих нефтяных объектов глубинными пробами представлены 15-20   общего числа объектов. 

Следовательно, проблема не только в том, что глубинные пробы пластовой нефти согласно регламентным документам (ОСТ 15339.2-048-2003, РД 5753490-033-2003, СТО РМНТК 153-39.2-002-2003, 153-39.0-109-01) немогут быть отобраны при испытании скважин на нефонтанирующих объектах, но и в том, что по перечисленному выше ряду ограничений отбор проб невозможен и на фонтанном притоке. 

Рациональное решение проблемы по увеличению отборов представительных проб пластовой нефти заключается в отмене стереотипа «отбор глубинных проб только на фонтанных притоках» и переходе на отбор глубинных проб пластовой нефти из нефонтанных (далее непереливающих) притоков. Следует отметить, что отбор глубинных проб в режиме непереливающего притока будет возможен и на фонтанирующих объектах с вышеперечисленными ограничениями по условиям отбора (отбор до вывода на фонтанирование). 

Для получения качественных глубинных проб пластовой нефти на непереливающем притоке необходимо соблюдение следующих требований: 

– отбор следует проводить так же, как и на фонтанном притоке при соблюдении условия pзаб>pнас на всем пути движения нефти от пласта к точке отбора и в точке отбора (РД 153-39.0-109-01); 

– нефть в точке отбора должна быть безводной (не более 5   воды); 

– в точке отбора нефти должны быть обеспечены поступление и накопление нефти в объеме, достаточном для получения не менее четырех глубинных проб; 

– отбор глубинных проб необходимо проводить при постоянном поступлении нефти из пласта в скважину; 

– дегазированная нефть не должна смешиваться с пластовой нефтью в точке отбора; 

– в момент отбора глубинной пробы (закрытия пробоотборника) обязательна регистрация pзаб и температуры; 

– в период накопления нефти в точке отбора необходимо проводить онлайн-мониторинг замещения воды нефтью. 

Решение перечисленных задач предложено в патенте на изобретение «Способ отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин и муфта направления потока пластового флюида для его реализации» [1]. 

В мировой практике испытаний в колонне существует проблема отбора глубинных проб нефти на непереливающих притоках.

Известны способы отбора глубинных проб флюида в эксплуатационной колонне с помощью компоновок пробоотборников со всевозможными клапанами-отсекателями, перекрывателями, запорными клапанами ствола НКТ в компоновке с пакером, перекрывающим затрубное пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной). Все способы, описанные ниже, по тем или иным причинам не нашли должного применения. 

1. Способ отбора глубинных проб пластового флюида пробоотборниками, пропускаемыми на проволоке (тросе) через устройство для перекрытия осевого канала лифтовой колонны труб с открытием затвора [2]. 

2. Способ отбора глубинных проб пластового флюида пробоотборниками, спускаемыми на проволоке (тросе) через прямоточный скважинный клапан-отсекатель осевого канала лифтовой колонны труб, с автоотцепом их ниже клапана-отсекателя [3]. 

3. Способ отбора глубинных проб с помощью устройства для гидродинамического мониторинга скважин в режиме депрессии, а именно для герметичного перекрытия полости колонны НКТ с целью записи кривой восстановления давления (КВД) пласта с применением дистанционных геофизических приборов с целью оперативного определения гидродинамических параметров пласта и отбора проб пластового флюида [4, 5]. 

4. Способ отбора глубинных проб флюида в эксплуатационной колонне непереливающих скважин с применением оборудования ООО «Везерфорд», программируемого на открытие и закрытие клапана-отсекателя (ESIT) в компоновке с пробоотборником (EPST) и глубинным манометром, которые спускаются с мандрелью в посадочный ниппель компоновки НКТ, установленных с помощью пакера в положение перекрытия затрубного пространства. Глубинная проба нефти может быть отобрана по таймеру как в период притока в НКТ, так и в период записи КВД (полость труб перекрыта клапаном-отсекателем). Аналогичное оборудование и способ отбора глубинной пробы имеются в компании «Шлюмберже». 

Указанные способы обладают следующими общими недостатками: 

– невозможность сохранения нефти в скважине в пластовых условиях на непереливающих притоках при давлении в точке отбора выше давления насыщения; нефть, поступающая в скважину до ее закрытия на регистрацию КВД, может дегазироваться; 

– скопление нефти, поступившей в полость НКТ до закрытия модуля перекрытия труб, в количестве, недостаточном для получения качественной безводной пробы, из-за прекращения поступления нефти из пласта при перекрытии осевого канала НКТ и затрубного пространства. 

С применением «Способа отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин и муфты направления потока пластового флюида для его реализации» [1] отпадает необходимость выведения скважины на режим фонтанирования.
Технический результат изобретения выражается в обеспечении отбора представительных проб пластовой нефти на нефонтанирующих объектах испытаний. Для реализации указанного способа в скважину при испытании спускают компоновку НКТ, оборудованную в нижней части муфтой направления потока (МНП) пластового флюида. МНП располагают на расстоянии 20-30 м до кровли пласта. Создают ограниченную депрессию на пласт свабированием или компрессированием без вывода скважины на режим фонтанирования, обеспечивающую в точке накопления и отбора проб нефти условия, при которых pзаб выше pзаб, но ниже пластового давления pпл. 

После создания депрессии оценивают дебит притока и наличие в нем нефти. По дебиту притока рассчитывают время, не- обходимое для заполнения нефтью НКТ ниже оборудования для отбора проб, и время срабатывания пробоотборника.
На каротажном кабеле спускают компоновку оборудования для отбора проб, состоящую из модуля перекрытия ствола НКТ (например, модуля МГДИ-54 ОАО НПФ «Геофизика) в комплекте с прибором для геофизических исследований скважин (ГИС), пробоотборником и глубинным автономным термоманометром. Компоновку устанавливают на расстоянии 10-15 м от МНП, управлением с поверхности перекрывают ствол НКТ. Таким образом, создают условия накопления и отбора глубинной пробы пластовой нефти из скважины в непосредственной близости от кровли пласта. Через определенный период времени закрывают пробоотборник (отбирают глубинную пробу). 

Необходимый результат достигается за счет конструкции МНП пластового флюида, содержащей приемную воронку, трубный корпус, трубный элемент, расположенный внутри корпуса с образованием центрального и кольцевого каналов (рис. 1).

Рис. 1. Муфта направления потока

Приемная воронка 1 муфты соединена с нижним концом корпуса 2 и имеет максимально допустимый наружный размер для перекрытия полости эксплуатационной колонны (с минимально допустимыми зазорами для спуска в колонну). Внутренний трубный элемент 3 в нижней части соединен герметично с корпусом 2, имеет отверстия в верхней части, через которые сообщается через кольцевой канал с трубным корпусом 2. 

Трубный корпус 2 имеет в нижней части отверстия, через которые сообщается с затрубным пространством. Система каналов МНП обеспечивает постоянную депрессию на входе в приемную воронку 1, направляя часть потока пластового флюида в полость НКТ (рис. 2).

Рис. 2. Схема поступления нефти в скважину после создания депрессии, спуск компоновки для отбора проб

Рис. 3. Схема поступления и накопления нефти ниже закрытого модуля перекрытия НКТ

В таблице приведены скорости движения потока пластовой жидкости (движения уровня) в эксплуатационных колоннах при различных дебитах непереливающего притока, рассчитанные без учета влияния гравитационного всплытия нефти в воде. 

Отбор проб предлагаемым способом осуществляется в два этапа. 

1. Вызов притока (см. рис. 2). Низ НКТ 5 оборудуют МНП 6 с приемной воронкой 7. НКТ 5 спускают на глубину 20-30 м от кровли пласта. 

Вызывают непереливающий приток свабированием или компрессированием при давлении в точке отбора (на 10-15 м выше МНП 6), превышающем pнас. 

Оценивают дебит притока в скважине по стандартной записи кривой восстановления уровня (КВУ) глубинным манометром (по увеличению забойного давления за определенный период) и по внутреннему объему эксплуатационной колонны 8 в интервале роста уровня жидкости 1 определяют дебит скважины. 

Далее желонкой отбирают пробу жидкости на уровне в скважине и определяют наличие в притоке нефти. 

На каротажном кабеле 2 спускают компоновку для отбора глубинной пробы в составе управляемого с устья скважины модуля (МГДИ-54) перекрытия 3 НКТ и пробоотборника с прибором для проведения каротажа и глубинным манометром 4. 

Перед спуском компоновки рассчитывают время, необходимое для заполнения нефтью НКТ ниже модуля перекрытия 

Tn = VHk24/q, 

где V – внутренний объем 1 м НКТ в интервале от модуля перекрытия до направляющей муфты, м3; Н – высота столба пластовой нефти, необходимая для отбора качественной глубинной пробы, м; k – коэффициент запаса, учитывающий долю потока нефти в потоке, поступающей в полость НКТ, принят условно равным 5 (20   всего потока; величина подлежит проверке на практике и корректировке); 24 – коэффициент перевода м3/сут в м3/ч; q –  дебит притока, м3/сут. 

2. Накопление нефти и отбор глубинной пробы (рис. 3). Нефть под давлением равномерно всплывает в виде струйно-капельной жидкости по трубному и затрубному пространству, так как площади сечения приемной воронки 7 муфты 6 и эксплуатационной колонны 8 примерно равны. Создают условия накопления нефти в точке отбора глубинной пробы. Для этого на каротажном тросе 2 спускают оборудование 3 для перекрытия ствола НКТ 5 и программируемый пробоотборник 4, устанавливая его на 10–15 м выше МНП 6. 

Перекрывают ствол НКТ 5 закрытием модуля перекрытия 3. Накапливают нефть в полости 9 НКТ ниже модуля перекрытия с контролем замещения воды нефтью по влагомеру. 

Движение нефти в воронку 7 из затрубного пространства 1 поддерживает депрессия через систему каналов МНП 6. 

При прохождении потока через муфту 6 за счет кратного превышения скорости всплытия нефти над скоростью потока и конструкции МНП 6 пластовая нефть отделяется и накапливается под модулем перекрытия 3 НКТ в расчетный период времени Тn. 

Глубинную пробу в точке накопления нефти ниже модуля перекрытия 3 программируемым пробоотборником 4 отбирают через определенное (расчетное) время с фиксацией забойного давления и температуры в этой точке термоманометром.
Модуль перекрытия 3 НКТ поднимают совместно с глубинным пробоотборником 4 на поверхность, разрядкой оценивают качество глубинной пробы пластовой нефти. Далее повторяют все операции по спуску вставного оборудования с целью отбора необходимого числа глубинных проб (как правило, не менее трех) (СТО РМНТК 15339.2-002-2003). 

Предложенная технология впервые была опробована в скважине Царичанского месторождения ООО «Газпромнефть-Оренбург» на непереливающем притоке нефти с пластовой водой (нефти 50  ) дебитом 1 м3/сут при среднединамическом уровне 1920 м. 

Для создания условий накопления нефти в НКТ на непереливающем притоке (при сниженном уровне) был использован модуль, перекрывший полость НКТ на 40 м выше пласта, где рзаб больше рнас на 5,6 МПа.

Поддержание депрессии в пласте осуществлялось через МНП, размещенную на НКТ вместо воронки и сообщающуюся в верхней части с затрубным пространством. В нижней части МНП была размещена направляющая воронка, перекрывающая значительную часть эксплуатационной колонны. Это обеспечило поступление нефти и направление ее в полость НКТ ниже модуля перекрытия ствола НКТ для накопления. 

Глубинные пробы отбирали управляемым по таймеру пробоотборником, установленным в компоновке ниже модуля перекрытия НКТ.

Рис. 4. Запись влагометрии (ВГД) и барометрии в остановленной скважине при замещении воды нефтью на глубине отбора

Заполнение НКТ нефтью в точке отбора контролировалось по влагомеру (рис. 4). Условия отбора проб (давление и температура) записывались комплексным геофизическим прибором, также установленным ниже модуля (рис. 4). Все пробы представлены пластовой нефтью, характерной для данного пласта.

Заключение

Предлагаемый способ отбора проб пластовой нефти имеет следующие преимущества: 

– отсутствует необходимость выводить скважину на режим фонтанирования; 

– возможен отбор кондиционной глубинной пробы при получении смешанного притока: нефть с пластовой водой, пластовая вода с пленкой нефти; 

– выше качество отобранных глубинных проб (снижение общего числа некондиционных проб с 33 до 10   по объектам с фонтанным притоком по оценке автора изобретения [1] А.Н. Лукашова); 

– при использовании пакера в компоновке НКТ после отбора глубинных проб возможно совмещение испытаний, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин (при отборе проб пакер не используется). 

Главное преимущество технологии отбора глубинных проб нефти на непереливающем притоке заключается в возможности отбора кондиционных проб практически на всех нефтяных притоках, что позволяет значительно увеличить охарактеризованность глубинными пробами нефтяных объектов.

Список литературы

Reference