способ определения природы межколонных газопроявлений скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений

Классы МПК:E21B49/08 взятие проб жидкостей или газа или опробование их в буровых скважинах
E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 
G01N30/00 Исследование или анализ материалов путем разделения на составные части (компоненты) с использованием адсорбции, абсорбции или подобных процессов или с использованием ионного обмена, например хроматография
E21B43/00 Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин
Автор(ы):, , , , ,
Патентообладатель(и):Федеральное Государственное Унитарное предприятие "Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья" (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2012-03-29
публикация патента:

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора. Техническим результатом является повышение достоверности в определении природы межколонных газопроявлений. Заявленный технический результат достигается за счет того, что дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С26 и определяют границы значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С26 для эталонных горизонтов. Таблично и/или графически представляют области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора, по степени сходства или совпадения указанных областей этих значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений. 1 пр., 2 табл., 1 ил.

способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251

Формула изобретения

Способ определения природы межколонных газопроявлений скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, включающий отбор проб газов из скважин продуктивных горизонтов и из мест газопроявлений, определение хроматографическим анализом компонентного состава в отобранных пробах, в том числе изотопного состава углерода метана, сопоставление содержания углеводородных компонентов и изотопного состава метана для проб газа, отобранных из межколонного пространства или бурового раствора, и проб газа, отобранных из продуктивных горизонтов, отличающийся тем, что в указанных отобранных пробах дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С26 и определяют границы (области) значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С26 для эталонных горизонтов, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора и по степени сходства или совпадения указанных областей значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Известны способы определения источников поступления углеводородных газов в пространство за обсадной колонной геофизическими методами: акустический каротаж, дефектоскопия и т.д., основанные на поиске мест нарушений целостности обсадных колонн, цементного камня /1/. Недостатком существующих геофизических методов исследования скважин является то, что место перетока газа определяется только при наличии значительных по размерам дефектов, например, разрывов колонн, больших пустот, каналов в цементном камне и т.п. Существенным недостатком является также большие временные и стоимостные затраты комплекса геофизических методов по сравнению с геохимическими методами /1/.

Известен геохимический способ определения природы газов, основанный на оценке глубины образования газов по изотопному составу углерода метана, что исходит из положения зональности процессов газообразования /2/. Недостатком способа является то, что классическая геохимическая зональность, выражающаяся в утяжелении изотопного состава углерода метана в зависимости от глубины его отбора, не всегда выполняется достаточно однозначно, что соответственно обуславливает неоднозначность оценки природы газа данным способом.

Наиболее близким к предлагаемому способу является принятый за прототип способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения, основанный на хроматографическом анализе газов и изотопном анализе углерода метана /3/. Согласно известному способу отбирают пробы газа в процессе бурения из бурового раствора или из устья скважины, в отобранных пробах хроматографическим анализом определяют состав углеводородов, а также изотопный состав углерода метана. Указанные пробы группируют по выявленным геохимическим горизонтам. По каждому из указанных горизонтов рассчитывают средние оценки геохимических показателей C13, C1/C 2, С24, С35 , С45, С23, С 3524. Данные значения берутся в качестве эталона для всей площади в целом. Строят эталонные диаграммы по каждому газохимическому горизонту, с которыми в дальнейшем сравнивают ряды углеводородных компонентов хроматографического анализа проб газа, отобранных из межколонного пространства.

Существенным недостатком способа является неоднозначность оценки природы газа и, соответственно, источника газопроявления, что обусловлено изменением концентрации УВ компонентов в процессах миграции газа в осадочных толщах, а также тем, что изменения изотопного состава углерода метана, обусловленные зональностью газообразования, не проявляются достаточно надежно на некоторых многопластовых месторождениях. При использовании данного способа диагностики природы газов остаются пробы с невыясненным источником.

Задачей изобретения является повышение достоверности определения природы межколонных газопроявлений на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений.

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности в определении природы межколонных газопроявлений за счет использования дополнительного нового показателя - изотопного состава углерода суммы УВ С 26 и выше. Изотопный состав углерода суммы УВ является более устойчивым при миграции в процессах литогенеза, чем изотопный состав углерода метана и близок к изотопному составу исходного органического вещества (керогена), из которого образуются углеводородные газы.

Заявленный технический результат достигается тем, что в способе определения природы межколонных газопроявлений скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, включающем отбор проб газов из скважин продуктивных горизонтов и из места газопрявления, определение хроматографическим анализом компонентного состава в отобранных пробах, а также изотопного состава углерода метана, сопоставление углеводородных компонентов и изотопного состава метана проб газа, отобранных из межколонного пространства, и проб газа, отобранных из продуктивных горизонтов, согласно изобретению в указанных отобранных пробах дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С26 и определяют границы значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С26 для эталонных горизонтов, таблично и/или графически представляют области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора, по степени сходства или совпадения указанных областей этих значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений.

На прилагаемом чертеже приведен график, иллюстрирующий пример реализации способа, согласно изобретению.

Способ согласно изобретению осуществляют следующим образом.

На любой из стадий - строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластового нефтегазоконденсатного месторождения - отбирают две коллекции проб газов: первая (эталонная) - из скважин каждого из продуктивных горизонтов данного месторождения; вторая - из МКП скважин, источник поступления газов в которые надо определить, или из бурового раствора.

В отобранных пробах первой коллекции хроматографическим анализом определяют компонентный состав газов, в том числе изотопный состав углерода метана.

Дополнительно в указанных пробах масс спектрометрическим методом производят измерения изотопного состава углерода суммы УВ С26.

Определяют границы (области) полученных значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы УВ С 26 для указанных эталонных горизонтов.

Таблично и графически в координатах способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13Сметан-способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13Сспособ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 УВ отображают полученные области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов.

Для отобранных проб второй коллекции также осуществляют анализ компонентного состава в соответствии с описанной выше последовательностью операций.

По степени сходства или совпадения полученных областей (или отдельных точек) значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы УВ С26 для газов из МКП со значениями эталонных палеток судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений.

Пример реализации способа.

Апробация способа, согласно изобретению, была проведена на Заполярном газоконденсатном месторождении Западной Сибири (ЗНГКМ), где была проблема по определению источника газа в МКП 49 эксплуатационных скважин валанжинского горизонта.

Предложенным способом была определена природа газов в МКП каждой из этих скважин. Результаты представлены в табл.1 и на прилагаемом чертеже, где приведена палетка (эталонный график) для определения природы газов из МКП скважин Заполярного НГКМ.

способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251

где способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13СI - изотопный состав углерода компонента (метана либо суммы углеводородов С2 6);

способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13Сср.сен. - среднее значение изотопного состава углерода компоненты сеноман-туронсих залежей;

Хср.сен. - среднее значение содержания компоненты сеноман-туронсих залежей;

Nсен. - доля УВ компоненты сеноман-туронских залежей;

способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13Сср.вал. - среднее значение изотопного состава углерода компоненты залежей;

Хср.вал. - среднее значение содержания компоненты валанжинских залежей;

Nвал. - доля УВ компоненты валанжинских залежей.

По приведенной формуле рассчитаны значения способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13Сспособ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 УВ способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251 13Сметан для смеси с разной долей валанжинского и сеноманского газа (табл.2, точки 1-9 на графике).

способ определения природы межколонных газопроявлений скважин   многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, патент № 2494251

На Заполярном НГК месторождении продуктивными являются горизонты: туронский, сеноманский и валанжинский, из скважин каждого из них отбирались эталонные пробы. Как видно из табл.1 и приведенного графика, области значений компонентного изотопных составов метана и суммы УВ эталонных проб газов сеноманского и туронского горизонтов совпали, образуя одну область А, которая отличается от области значений эталонных проб валанжинских залежей (область В). Эти области имели статистически значимые отличия в изотопных составах углерода компонентов газов. Области значений изотопных составов компонентов газов из МКП скважин не выходят за пределы значений проб эталонных горизонтов (см. табл.1 и эталонный график).

По результатам сравнения изотопных значений метана и суммы УВ (см. табл.1 и эталонный график) были выделены два источника поступления газов в МКП: газы турон-сеноманских горизонтов (область А), газы из валанжиского горизонта (область В) и газы смешанного типа (переходный комплекс, область С) с различной долей газов из валанжиских и сеноман-туронских горизонтов (эталонный график, табл.2).

Таким образом, изотопный состав метана и суммы углеводородов позволил достоверно определить источник поступления газов в МКП сорока девяти эксплуатационных скважин Заполярного НГКМ.

Источники информации

1. Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин. РД-51-1-93М.: ИРЦГазпром, 1993.

2. И.С. Старобинец, А.В. Петухов, С.Л. Зубайраев и др.; под ред. А.В. Петухова и И.С. Старобинца. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений, - М.: Недра, 1993, стр.196-211.

3. Патент РФ № 2175050, «Способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения геохимическими методами», Е21В 43/00, прототип.

Класс E21B49/08 взятие проб жидкостей или газа или опробование их в буровых скважинах

скважинные системы датчиков и соответствующие способы -  патент 2524100 (27.07.2014)
способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины -  патент 2520251 (20.06.2014)
способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте -  патент 2502870 (27.12.2013)
устройство для отбора проб жидкости из трубопровода -  патент 2496101 (20.10.2013)
геохимическое исследование добычи газа из низкопроницаемых газовых месторождений -  патент 2493366 (20.09.2013)
способ исследования пластов в процессе бурения нефтегазовых скважин и опробователь для его осуществления -  патент 2492323 (10.09.2013)
способ контроля глубинной пробы -  патент 2490451 (20.08.2013)
способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа -  патент 2479716 (20.04.2013)
способы и устройство для анализа градиентов состава на забое скважины и их применение -  патент 2478955 (10.04.2013)
устройство отбора глубинных проб из скважины -  патент 2470152 (20.12.2012)

Класс E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 

способ исследования скважины -  патент 2527960 (10.09.2014)
способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность -  патент 2527089 (27.08.2014)
способ контроля за процессом обводнения газовой скважины -  патент 2526965 (27.08.2014)
способ определения герметичности подземных хранилищ газа -  патент 2526434 (20.08.2014)
способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин -  патент 2521623 (10.07.2014)
способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины -  патент 2520251 (20.06.2014)
устройство для определения интервалов водопритока и их изоляции в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин -  патент 2514009 (27.04.2014)
способ исследования многозабойной горизонтальной скважины -  патент 2513961 (20.04.2014)
способ определения остаточного содержания газа в жидкости -  патент 2513892 (20.04.2014)
устройство для измерения дебита скважин -  патент 2513891 (20.04.2014)

Класс G01N30/00 Исследование или анализ материалов путем разделения на составные части (компоненты) с использованием адсорбции, абсорбции или подобных процессов или с использованием ионного обмена, например хроматография

Класс E21B43/00 Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин

способ электромагнитного воздействия на скважинное пространство при добыче углеводородного сырья -  патент 2529689 (27.09.2014)
способ разработки углеводородных месторождений арктического шельфа и технические решения для реализации способа -  патент 2529683 (27.09.2014)
системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой -  патент 2529537 (27.09.2014)
устройство для регулирования расхода флюида -  патент 2529316 (27.09.2014)
скважинная установка -  патент 2529310 (27.09.2014)
полупогружная буровая платформа катамаранного типа -  патент 2529098 (27.09.2014)
способ воздействия на застойную зону интервалов пластов гарипова и установка для его реализации -  патент 2529072 (27.09.2014)
устройство для избирательной имплозионной обработки продуктивного пласта -  патент 2529063 (27.09.2014)
способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе -  патент 2529039 (27.09.2014)
способ добычи газа из газовых гидратов -  патент 2528806 (20.09.2014)
Наверх