Способ исследования нефтедобывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета забойного давления по промысловым измерениям в остановленных нефтедобывающих скважинах. Технический результат заключается в повышении достоверности способа путем расчета объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу многофазной газожидкостной смеси (ГЖС) в эксплуатируемой скважине и построения ее гидродинамической модели. Технический результат получают за счет того, что в способе исследования нефтедобывающей скважины, включающем определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, согласно изобретению осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазным флюидом, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования ГЖС, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета забойного давления по промысловым измерениям в остановленных нефтедобывающих скважинах.

Современные методы расчета забойного давления основаны на статистической интерполяции величин средней плотности газожидкостной смеси (ГЖС) от глубины погружения насоса под динамический уровень. При этом они не учитывают относительное движение газовой и жидкой фаз и термобарические условия в добывающей скважине, что обусловливает значительные погрешности при расчете забойного давления в скважинах с высоким содержанием газа в ГЖС (Скважинная добыча нефти, И.Т. Мищенко, Москва. 2003 г., стр. 450).

Известен способ исследования нефтедобывающей скважины, который заключается в измерении уровня жидкости в скважине методом волнометрирования и вычислении забойного давления с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа. Однако данный расчет дает высокие погрешности, что связано с неточностью определения среднего удельного веса ГЖС в скважине (RU 2052092, опубл. 07.09.1993 г.).

Наиболее близким к заявляемому является способ исследования нефтедобывающей скважины, заключающийся в определении забойного давления, основанном на измерении максимальной глубины динамического уровня однородной по плотности жидкости при выводе скважины на режим после глушения (RU 2515666, опубл. 20.05.2014 г.).

Недостатком данного способа является его недостаточная достоверность из-за низкой точности определения забойного давления в скважине с высоким содержанием газа в ГЖС в промысловых условиях, т.к. способ не учитывает влияния растворенного и выделившегося газа на плотность многофазной ГЖС.

Технический результат заключается в повышении достоверности способа путем расчета объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу многофазной ГЖС в эксплуатируемой скважине и построения ее гидродинамической модели.

Технический результат получают за счет того, что в способе исследования нефтедобывающей скважины, включающем определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, согласно изобретению осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазным флюидом, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования ГЖС, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.

Полученный при осуществлении изобретения результат достигается совокупностью расчетов термобарических условий, характерных для скважин, путем обобщения промысловых устьевых и глубинных замеров, а также оценки интенсивности протекания разгазирования ГЖС в этих скважинах. Построение газодинамической модели нефтедобывающей скважины адаптируют под конкретный объект, что приводит к минимизации погрешностей в расчетах.

Гидродинамическая модель нефтедобывающей скважины подразумевает принятие двух допущений:

- весь газ, способный выделиться из элементарного объема ГЖС, выделяется моментально;

- вся вода откачивается насосом, и величина обводненности не влияет на аддитивную плотность ГЖС в интервале от динамического уровня до приема насоса.

Заявляемый способ осуществляется следующим образом.

Для расчета необходимы следующие фактические промысловые измерения по нефтедобывающей скважине и продуктивному пласту и исходные данные:

- глубина скважины (по высоте) Нскв, м;

- динамический уровень (по высоте) Ндин, м;

- газовый фактор в скважине Гф, м3/т;

- давление насыщения нефти газом Рнас, МПа;

- давление затрубное Рзатр, МПа;

- плотность пластовой нефти ρпл.н, кг/м3;

- плотность газа, выделяющегося из нефти ρг, кг/м3;

- относительная плотность газа по воздуху , д.ед.

Осуществляют расчет распределения объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу ГЖС в работающей скважине, которое характеризуется величиной объема газа Г, выделившегося из элементарного объема при данном давлении.

Давление насыщения Рнас достаточно точно определяют в лабораторных условиях, а газовый фактор Гф - прямым замером. Из-за различных скоростей движения газа и воды возникает «эффект скольжения», поэтому выделившийся в любом элементарном сечении газ с высокой скоростью будет стремиться в область пониженного давления (к динамическому уровню). По этой причине объем газа будет непременно увеличиваться, двигаясь из области давления насыщения к области давления на динамическом уровне. В связи с этим такая неубывающая зависимость объема газа от давления может быть описана экспоненциальной функцией, а все кривые разгазирования, полученные в результате лабораторных исследований, можно интерполировать экспоненциальной функцией.

Для оценки распределения объемного соотношения газовой и нефтяной фаз предложено подбирать расчетную кривую разгазирования, которая описана уравнением экспоненты:

,

где Г - объем газа, выделившийся из элементарного объема при заданном давлении, м3/т;

Гф - газовый фактор скважины, м3/т;

Ргжс - давление, создаваемое столбом жидкости над элементарным объемом, МПа;

В - коэффициент, характеризующий степень выпуклости экспоненты к оси Ох, В>0.

Чем больше коэффициент В по модулю, тем раньше начинается процесс разгазирования ГЖС.

На основе устьевых и глубинных замеров строят график зависимости глубины погружения насоса под динамический уровень (Нпогр) от давления, создаваемого столбом ГЖС над насосом (Рстолба). Он имеет линейный вид. По указанной зависимости рассчитывают давление столба ГЖС (Рстолба) на каждой его глубине (отчет ведется от динамического уровня), а затем по предполагаемой кривой разгазирования определяют объем газа, существующий при данном давлении столба.

Далее полученный объем газа пересчитывают с учетом термобарических условий на данной глубине столба ГЖС по формуле и получают Греал:

,

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа, рассчитанный исходя из компонентного состава газа;

Р0 - атмосферное давление, равное 0,1 МПа;

Т0 - температура при нормальных условиях, равная 293 К,

Т - текущая температура, К;

Ргжс - текущее давление столба ГЖС, МПа;

ρпов.усл - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3.

Расходное газосодержание β рассчитывают по формуле:

Истинное газосодержание ϕ рассчитывают по соотношению: ϕ=0,833⋅β.

Плотность ГЖС ρгжс при заданном давлении рассчитывают по формуле аддитивности:

, где

ρг - плотность газа, выделяющегося из ГЖС, кг/м3.

Затем рассчитывают давление на каждой i-шаговой глубине по формуле гидростатики:

,

где h - принятый шаг по глубине столба ГЖС, м;

ρгжс.i - плотность ГЖС на i-й глубине столба ГЖС, кг/м3;

Pi-1 - давление, создаваемое на (i-1)-шаговой глубине столба ГЖС, Па.

Следующим этапом является построение распределения давлений по столбу жидкости на основе расчетной кривой разгазирования. Полученное распределение накладывают на график зависимости Нпогр от Ргжс,, построенный по промысловым измерениям. Если графики совпадают, то такое распределение плотностей по столбу ГЖС для скважин с данным газовым фактором считается достоверным, и коэффициент В для кривой разгазирования подобран верно.

В случае, если полученное распределение давлений выходит за границы доверительного интервала величиной 97% на указанном графике, то необходимо увеличить или уменьшить коэффициент В по модулю и провести перерасчет распределения давлений по столбу ГЖС до максимально близкой сходимости графиков.

Далее рассчитывают высоту столба ГЖС Нстолба в скважине по формуле:

,

где Нскв - глубина скважины, м;

Ндин - динамический уровень в скважине, м.

По полученной кривой разгазирования определяют давление Рстолба, создаваемое столбом высотой Нстолба, а забойное давление Рзаб вычисляют по формуле:

,

где Рстолба - давление, рассчитанное по кривой, МПа;

Рур - давление газа на динамическом уровне, МПа,

при этом давление на динамическом уровне Рур рассчитывают по формуле:

,

где Рзатр - давление затрубное, МПа;

- относительная плотность газа, выделяющегося из ГЖС, по воздуху, д.ед.

Предлагаемый способ исследования нефтедобывающей скважины характеризуется высокой сходимостью результатов расчетов с фактическими промысловыми измерениями, что позволяет сделать вывод о его достоверности.

Способ исследования нефтедобывающей скважины, включающий определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, отличающийся тем, что осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазной газожидкостной смесью, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования газожидкостной смеси, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геологии. Заявленное решение включает выполнение проверочного испытания на устройстве с использованием ряда эталонных флюидов, при этом устройство имеет калиброванный оптический датчик, установленный в нем, который содержит один или более оптических элементов.

Изобретение относится к области геологии. Заявленное решение включает выполнение проверочного испытания на устройстве с использованием ряда эталонных флюидов, при этом устройство имеет калиброванный оптический датчик, установленный в нем, который содержит один или более оптических элементов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано в процессе скважинных измерений. Предложены способы и устройство для распределенного измерения температуры вдоль оптического волновода, размещенного в осевом направлении по отношению к трубопроводу, с использованием распределенного датчика температуры и набора датчиков температуры.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано в процессе скважинных измерений. Предложены способы и устройство для распределенного измерения температуры вдоль оптического волновода, размещенного в осевом направлении по отношению к трубопроводу, с использованием распределенного датчика температуры и набора датчиков температуры.

Изобретение относится к нефтепогружному оборудованию и может быть использовано для подъема скважинной жидкости и замера параметров скважины без извлечения насосной установки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных скважин с целью получения информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях страны.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых пластов.

Настоящее изобретение относится к системе и способу выявления аномальных скачков порового давления на границах разделов в непробуренных геологических формациях и к системе для осуществления этого способа.

Изобретение относится к области измерения температуры посредством термометрических электрических датчиков и предназначено для одновременного измерения и регистрации значений температуры грунтов в нескольких точках объекта в зависимости от его конструкции, в частности в термометрических скважинах любого типа в полевых условиях, проведения стационарных и лабораторных исследований температурного режима талых, мерзлых, охлажденных и промерзающих/оттаивающих грунтов, организации сети для мониторинга теплового режима грунтов с большим количеством точек наблюдения, в том числе в пожаро-, взрывоопасных и агрессивных средах. Предлагаемое устройство включает температурные датчики, которые подпаивают непосредственно к проводам гибкого кабеля, запрессовывают в расплавленный материал на основе полиэтиленовой композиции той же марки, что и оболочка кабеля, образуя, при этом, гибкую, герметичную, монолитную конструкцию, которая оснащена разъемом, в корпусе которого установлена электронная печатная плата, содержащая служебную информацию, включая поправочные коэффициенты на каждый температурный датчик. Технический результат - повышение точности измерения температурного режима скважин различного типа, повышение надежности устройства при работе в пожаро-, взрывоопасных и агрессивных средах, а также увеличение срока службы устройства и расширение диапазона его использования. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области измерения температуры посредством термометрических электрических датчиков и предназначено для одновременного измерения и регистрации значений температуры грунтов в нескольких точках объекта в зависимости от его конструкции, в частности в термометрических скважинах любого типа в полевых условиях, проведения стационарных и лабораторных исследований температурного режима талых, мерзлых, охлажденных и промерзающих/оттаивающих грунтов, организации сети для мониторинга теплового режима грунтов с большим количеством точек наблюдения, в том числе в пожаро-, взрывоопасных и агрессивных средах. Предлагаемое устройство включает температурные датчики, которые подпаивают непосредственно к проводам гибкого кабеля, запрессовывают в расплавленный материал на основе полиэтиленовой композиции той же марки, что и оболочка кабеля, образуя, при этом, гибкую, герметичную, монолитную конструкцию, которая оснащена разъемом, в корпусе которого установлена электронная печатная плата, содержащая служебную информацию, включая поправочные коэффициенты на каждый температурный датчик. Технический результат - повышение точности измерения температурного режима скважин различного типа, повышение надежности устройства при работе в пожаро-, взрывоопасных и агрессивных средах, а также увеличение срока службы устройства и расширение диапазона его использования. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета забойного давления по промысловым измерениям в остановленных нефтедобывающих скважинах. Технический результат заключается в повышении достоверности способа путем расчета объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу многофазной газожидкостной смеси в эксплуатируемой скважине и построения ее гидродинамической модели. Технический результат получают за счет того, что в способе исследования нефтедобывающей скважины, включающем определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, согласно изобретению осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазным флюидом, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования ГЖС, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.

Наверх