Способ определения давления насыщения добываемой продукции газом

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам определения давления насыщения нефти газом в скважинных условиях. Способ включает измерение давления жидкости и газового фактора, определение сопоставлением этих показателей давления насыщения добываемой продукции газом. Сбор данных производят на всех эксплуатационных скважинах пласта на выбранном участке месторождения, а датчики давления оборудуют дополнительно газоанализаторами, располагаемыми в том же интервале каждой скважины для определения величины газового фактора в добываемой продукции. Производят регистрацию кривых изменения газового фактора от пластового давления после пуска каждой скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения с построением графика зависимостей, на котором строят две усреднённые прямые, одну – на участке нелинейных режимов по максимальным значениям, а вторую – на участке линейных режимов по минимальным значениям, получая точку пересечения этих прямых. Координаты этой точки показывают давление насыщения добываемой продукции газом и соответствующего этому давлению газовый фактор соответственно с учетом погрешностей измерения выбранного оборудования. Способ повышает точность измерения давления насыщения продукции газом в скважинных условиях за счет анализа газового фактора и давления в скважине в одном месте и одновременно с последующим сопоставлением и анализом полученных данных. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам определения давления насыщения нефти газом в скважинных условиях.

Известен способ определения давления насыщения нефти газом в скважине (патент RU № 2521091, МПК Е21В 47/06, G01L 09/00, опубл. 27.06.2014 Бюл. № 18), включающий замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения, причем дополнительно производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве, по данным замеров на каждый момент времени рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени и фиксируют появление выделившегося свободного газа, вызывающего изменение средней плотности смеси, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор, находящийся ниже приема насоса, определяют величину давления насыщения нефти газом путем сопоставления кривой изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент времени.

Известен также способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин (патент RU № 2459953, МПК Е21В 47/10, опубл. 27.08.2012 Бюл. № 24), работающих при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения, включающий измерение затрубного давления и динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, плотность нефти при стандартных условиях, температуру и коэффициент растворимости газа с поправочным коэффициентом и определение газового фактора нефти, поступающей из НКТ, причем измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения и дополнительно определяют прирост газового фактора и дебита газа по затрубному пространству.

Наиболее близким по технической сущности является способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин (патент RU № 2459952, МПК Е21В 47/10, опубл. 27.08.2012 Бюл. № 24), работающих при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения, включающий измерение затрубного давления и динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, плотность нефти при стандартных условиях, температуру и коэффициент растворимости газа с поправочным коэффициентом, причем измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения, а дебит газа и газовый фактор определяют по изменению объема газа в затрубном пространстве исходя из условия равенства давления насыщения по всему уровню приема, насоса, причем дебит газа определяют, используя зависимость:

Q_г=ΔG·P_s·Q_н=Q_кг+ΔG_РТ·P·Q_н,

где ΔG_РТ - коэффициент растворимости газа в нефти при условии P и T;

P_s - давление насыщения;

Q_кг - количество свободного газа;

P - давление на границе зоны питания насоса;

Q_н - дебит скважины по нефти,

а искомое значение газового фактора определяют, используя зависимость:

где ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти;

G_зат - величина прироста газового фактора нефти;

S_зат - площадь сечения затрубного пространства;

S_k - площадь сечения колонны.

Основным недостатком всех способов является низкая точность определения давления нефти газом, связанная с тем, что получают различные взаимосвязанные данные из различных мест без учета временных задержек между ними и влияния других факторов на эти параметры, например, плотность может меняться и в зависимости от содержания взвешенных частиц в жидкости, изменение затрубного давления газа – от нарушения целостности обсадной колонны и т.п.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа определения давления насыщения добываемой продукции газом, позволяющим превысить точность измерения давления насыщения продукции газом в скважинных условиях за счет анализа газового фактора и давления в скважине в одном месте и одновременно с последующим сопоставлением и анализом полученных данных.

Техническая задача решается способом определения давления насыщения добываемой продукции газом, включающим измерение давления жидкости и газового фактора, определение сопоставлением этих показателей давления насыщения добываемой продукции газом.

Новым является то, что сбор данных производят на всех эксплуатационных скважинах пласта на выбранном участке месторождения, а датчики давления оборудуют дополнительно газоанализаторами, располагаемыми в том же интервале каждой скважины для определения величины газового фактора в добываемой продукции, производят регистрацию кривых изменения газового фактора от пластового давления после пуска каждой скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения с построением графика зависимостей, на котором строят две усреднённые прямые, одну – на участке нелинейных режимов по максимальным значениям, а вторую – на участке линейных режимов по минимальным значениям, получая точку пересечения этих прямых, координаты которой показывают давление насыщения добываемой продукции газом и соответствующего этому давлению газовый фактор соответственно с учетом погрешностей измерения выбранного оборудования.

На чертеже изображен график зависимости газового фактора (Г_ф, м³/т) от пластового давления (Р_пл, МПа).

Способ определения давления насыщения добываемой продукции газом реализуется в следующей последовательности.

Выбирают участок месторождения с эксплуатационными скважинами, вскрывающими один пласт, в каждую из которых спускают в один интервал датчики давления с газоанализаторами (например, с использованием мобильных установок «УЗГФ-ОЗНА», «СПЕКТР» или т.п.). Показания давления датчиков настраивают на показание пластового давления (Р_пл, МПа), газоанализатор на пропорциональное содержание газа в продукции, то есть – на показания газового фактора (Г_ф, м³/т). Через определенные равные интервалы времени (выбирают произвольно, эмпирическим путем) одновременно производят замер пластового давления и газового фактора на различных режимах эксплуатации скважин. Причем показания каждой скважины измеряются на различных режимах: на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. Показания наносят в виде соответствующих точек 1 на единый график (см. чертеж) с построением графика зависимостей газового фактора (Г_ф, м³/т) от пластового давления (Р_пл, МПа). На графике строят две усреднённые прямые 2 и 3, одну 2 – на участке нелинейных режимов (восходящий участок) по максимальным значениям, а вторую 3 – на участке линейных режимов (горизонтальный участок) по минимальным значениям. В результате получают точку пересечения 4 этих прямых 2 и 3, координаты которой показывают давление насыщения добываемой продукции газом и соответствующего этому давлению газовый фактор соответственно с учетом погрешностей измерения выбранного оборудования.

Пример конкретного выполнения.

На продуктивном пласте кизеловского горизонта Алексеевской площади выбрали участок с эксплуатационными скважинами, в которые спустили датчики давления с газоанализаторами, измерения и анализ данных производился при помощи мобильных установок «УЗГФ-ОЗНА». После запуска в работу скважин каждые полчаса производились одновременные измерения пластовых давления и газового фактора на различных режимах: на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. Данные заносились на график (см. чертеж) в виде точек 1. По завершению для статистического анализа была выбрана зона 5 измерения, содержащая максимальное количество точек (точки в 2 и более раз отличающиеся от средних показателей отбрасывались). На графике построили две усреднённые прямые 2 и 3, одну 2 – на участке нелинейных режимов (восходящий участок) по максимальным значениям, а вторую 3 – на участке линейных режимов (горизонтальный участок) по минимальным значениям. В результате получили точку пересечения 4 этих прямых 2 и 3, координаты которой показывают давление насыщения добываемой продукции газом и соответствующего этому давлению газовый фактор соответственно с учетом погрешностей измерения выбранного оборудования. Получили, что давление насыщения добываемой продукции газом на данном участке продуктивного пласта кизеловского горизонта Алексеевской площади Р_пл = 4,6 МПа, а газовый фактор для этого давления – 15 м³/т. С учетом погрешности измерений установки «УЗГФ-ОЗНА» равной 2% (паспортные данные), то выбираем интервал ΔР_пл=4,5–4,7 МПа. Одновременно с этими измерениями отбирались пробы продукции для лабораторного анализа давление насыщения добываемой продукции газом. Выяснилось, что предлагаемый метод дает погрешность от лабораторных измерений не более чем на 4 %, в отличие от выбранных аналогов, дающих погрешность не менее 12%.

Предлагаемый способ определения давления насыщения добываемой продукции газом позволяет, как минимум, в 4 раза превысить точность измерения давления насыщения продукции газом в скважинных условиях за счет анализа газового фактора и давления в скважине в одном месте и одновременно с последующим сопоставлением и анализом полученных данных.

Способ определения давления насыщения добываемой продукции газом, включающий измерение давления жидкости и газового фактора, определение сопоставлением этих показателей давления насыщения добываемой продукции газом, отличающийся тем, что сбор данных производят на всех эксплуатационных скважинах пласта на выбранном участке месторождения, а датчики давления оборудуют дополнительно газоанализаторами, располагаемыми в том же интервале каждой скважины для определения величины газового фактора в добываемой продукции, производят регистрацию кривых изменения газового фактора от пластового давления после пуска каждой скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения с построением графика зависимостей, на котором строят две усреднённые прямые, одну – на участке нелинейных режимов по максимальным значениям, а вторую – на участке линейных режимов по минимальным значениям, получая точку пересечения этих прямых, координаты которой показывают давление насыщения добываемой продукции газом и соответствующего этому давлению газовый фактор соответственно с учетом погрешностей измерения выбранного оборудования.