Способ определения профилей давления в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах и применение такого способа (варианты)
Изобретения относятся к области исследования скважин и могут быть использованы для построения профиля давления по стволу скважины и для выявления различных ситуаций в стволе скважины. Способ основан на временном перекрытии, полном или частичном, потока флюида быстродействующей задвижкой и непрерывной регистрации давления в точке, находящейся на небольшом расстоянии от задвижки по направлению против течения потока. Определяют потери на трение, используя соотношения Дарси-Вейсбаха. Диаграмму изменения давления в зависимости от расстояния получают из указанной временной диаграммы и оценки скорости звука в реальном флюиде, используя зависимость ΔL=0,5aΔt для установления зависимости между временем Δt и расстоянием ΔL. Для оценки скорости звука во флюиде возможно использование соотношений, определяющих взаимосвязь между величиной гидравлического удара, плотностью флюида, скоростью его движения и скоростью звука во флюиде и известных из формулы Жуковского. Возможна оценка скорости звука на основе времени между резкими изменениями давления на временной диаграмме, вызываемыми оборудованием, изменением площади сечения потока и другими подобными местами с известным положением вдоль ствола скважины, выкидной линии или трубопровода. Возможна оценка скорости звука на основе измерения временных диаграмм по меньшей мере в двух различных местах вдоль трубопровода и сравнения этих временных диаграмм. Возможно получение комбинированной диаграммы температуры и давления в скважине, при этом диаграмму температуры в зависимости от глубины в стволе скважины измеряют с использованием оптического волокна. Способ применяется для обнаружения и локализации притока в стволе скважины, выкидной линии или трубопроводе или для обнаружения и локализации таких дефектов, как утечки. Способ также применяется для обнаружения и локализации таких дефектов выкидных линий, как смятие, а также для обнаружения и локализации отложений, таких как гидраты, твердые углеводороды, асфальтены или песок. Возможно применение способа для определения эффективного диаметра ствола скважины, выкидной линии или трубопровода в различных местах. Также способ может применяться для определения того, какой или какие из нескольких газлифтных клапанов работают, а также для локализации и количественного определения рабочих характеристик трубопроводного оборудования, используемого при добыче нефти и/или газа. Изобретения направлены на повышение оперативности исследования скажин. 8 н. и 4 з.п.ф-лы, 11 ил.
Настоящее изобретение относится к способу определения профилей давления в стволах скважин и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды, а также к нескольким применениям этого способа.
Уровень техники
Углеводородные флюиды добывают из скважин, пробуренных на шельфовых и континентальных месторождениях. Скважины различаются по длине и глубине - от сотен метров до нескольких километров. Для различных условий залегания углеводородов на шельфе и в континентальных месторождениях используются различные конструкции ствола скважины (оборудованной скважины). Со временем сложность конструкций ствола скважин возросла, так как были найдены новые, более экономичные методы добычи нефти и газа. Одновременно возросла потребность в контроле над стволом скважины, включая контроль потока флюида, состояния ствола скважины и целостности оборудования.
Общепринятым методом измерения характеристик потока внутрискважинных флюидов является использование приборов для геофизических исследований в эксплуатируемой скважине (ПГИ) (Hill, A.D. (1990): Production Logging-Theoretical and Interpretive Elements, Society of Petroleum Engineers, Monograph, Volume 14, 154 pp.). Эти приборы используются, в первую очередь, для измерения давления, температуры и скорости флюида внутри скважины. В зависимости от особенностей ствола скважины или поставленной задачи другие характеристики также могут измеряться с помощью ПГИ. Скорость флюида обычно измеряется вертушечным расходомером, как описано у Клепана и Гудмундссона (Kleppan, Т. and Gudmundsson, J. S. (1991): Spinner Logging of a Single Perforation, Proc., 1st Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 69-82).
В последнее время расширилась практика установки постоянных датчиков температуры и давления. Уннэланд и Хаугланд (Unneland Т. and Haugland Т. (1994): Permanent Downhole Gauges Used in Reservoir Management of Complex North Sea Oil Fields, SPE Production and Facilities, August, 195-201) оценили период окупаемости датчика, установленного на месторождении, в котором объем добычи ограничивается пропускной способностью скважины. Анализ показал, что обычно использование ПГИ требует 28-часовой остановки скважины, а также соседних скважин, по соображениям безопасности. Так как индивидуальная производительность скважин варьируется между 500 и 5000 м3/день (3000-30000 баррелей/день), то эта задержка добычи представляется существенной. Стоимость задержки добычи зависит от нескольких параметров. Общим для самых важных параметров является то, что стоимость максимальна на ранней стадии эксплуатации скважины, когда информация наиболее важна.
Полагая, что средняя стоимость одного барреля нефти составляет 20 долларов США, стоимость задержки добычи для вышеупомянутого примера будет находиться в диапазоне 70000 -700000 долларов США. Обычно стоимость эксплуатации ПГИ на морской платформе составляет около 100000 долларов США. Стоимость установки постоянного датчика давления составит примерно 180000 долларов США. Уннэланд и Хаугланд (1993) подсчитали, что средний период окупаемости постоянных датчиков составляет менее одного года.
Постоянные внутрискважинные датчики измеряют давление на одной определенной глубине. Обычно их устанавливают выше перфорированного интервала в нефтяных и газовых скважинах. Измерение давления при помощи постоянно установленных внутрискважинных датчиков используется для контроля изменения давления во времени в работающих скважинах, например для анализа переходных процессов. Если осуществляется также измерение потока флюидов, то результаты измерения давления могут быть использованы для контроля поведения скважины во времени.
Существенным недостатком постоянных внутрискважинных датчиков давления является их установка на одном уровне (глубине). Это означает, что постоянные внутрискважинные датчики не могут быть использованы для измерения профиля давления в зависимости от глубины в нефтяных и газовых скважинах. Однако ПГИ могут использоваться для измерения профиля давления в зависимости от глубины как в остановленных, так и в работающих скважинах. Стоимость эксплуатации одного ПГИ на обычной морской скважине в Северном море, как отмечено выше, составляет 70000 -700000 долларов США вследствие остановки добычи и примерно 100000 долларов США прямых издержек. Более того, когда ПГИ эксплуатируется на работающей скважине, то скважина обычно подключается через замерный сепаратор. Это означает, что доступ к замерному сепаратору для других производственных измерений будет ограничен.
Техника измерения параметров многофазных потоков для эксплуатации нефтяных скважин наземного и морского базирования быстро развивалась в последние годы и десятилетия, что очевидно из материалов многих конференций, посвященных этой тематике, включая конференции по измерениям в Северном море, проводимые поочередно в Норвегии и Шотландии. Конференция BHR Group по теме многофазной добычи, проведенная в Каннах, является еще одним примером важности изучения потоков газов-жидкостей при добыче и обработке углеводородов. Тема многофазных измерений также широко представлена на многих конференциях Общества инженеров нефтяной промышленности. Некоторые фундаментальные и практические вопросы, касающиеся многофазных потоков при добыче и транспортировке нефти, представлены Кингом (King, N. W. (1990): Multi-Phase Flow in Pipeline Systems, National Engineering Laboratory, HMSO, London).
Способы измерений многофазных потоков, основанные на распространении импульсов давления в газожидкостной среде, были запатентованы Гудмундссоном (патенты Норвегии №174643 и №300437). Первый способ основан на генерации импульса давления газовой пушкой и его измерении вблизи от газовой пушки и на некотором расстоянии от нее по течению и против течения потока. Второй способ основан на генерации импульса давления посредством закрытия быстродействующей задвижки (клапана) и измерении импульса давления вблизи от задвижки и на некотором расстоянии от нее против течения; импульс давления может быть также измерен вблизи задвижки в направлении против течения и вблизи задвижки и на некотором расстоянии от нее по течению. В зависимости от целей измерения и конфигурации системы может использоваться другое расположение мест измерения импульса давления.
Приборы для геофизических исследований в скважине (ПГИ) обычно используются в работающих нефтяных и газовых скважинах для исследования состояния ствола скважины, в частности для исследования проблем, возникающих со временем при эксплуатации скважины. Такие проблемы включают повреждение обсадной трубы и/или трубопроводов и отложение твердых веществ в стволе скважины. В состав цепочки ПГИ может быть включен каверномер или он может функционировать независимо. ПГИ используется также для того, чтобы определить, какой газлифтный клапан действует и не заблокирована ли перфорация в гравийном фильтре. Для описания измерений давления в зависимости от глубины в нефтяных и газовых скважинах операторами иногда используется термин "съемка давления".
Операторы нефтяных и газовых скважин неохотно идут на размещение устройств внутри ствола скважины из-за связанного с этим риска. Иногда оборудование застревает в стволе скважины, что создает более значительные проблемы, чем те, которые оператор хотел исследовать. Термин "капитальный ремонт" используется в нефтяной и газовой промышленности в ситуации, когда в скважине нужно производить восстановительные работы. В зависимости от характера устраняемой неисправности работа ПГИ может предшествовать производству некоторых ремонтных операций.
Принципы, которые применяются для исследования давления в работающем стволе скважины, применяются также для выкидных линий и трубопроводов. Такие съемки/измерения давления могут быть использованы для обнаружения повреждений в выкидных линиях/трубопроводах и для определения местоположений и размеров отложений, таких как гидраты, твердые углеводороды (парафины), асфальтены и песок. Проблемы, возникающие из-за твердых отложений при добыче и переработке углеводородов, обсуждались на многих конференциях (см. например, Controlling Hydrates, Waxes and Asphaltenes; Oslo, December 7-8,1998 (IBC UK Conferences Limited). Обнаружение повреждений в выкидных линиях/трубопроводах включает обнаружение утечек. Съемки/измерения давления могут быть использованы для определения положения и измерения параметров оборудования, используемого при добыче и переработке нефти и газа.
Основной проблемой при выполнении исследований давления в выкидных линиях и трубопроводах, несущих смеси газа и жидкости, является значительная сложность выполнения непрерывных измерений вдоль пути потока. Вместо этого обычно выполняется измерение давления в отдельных точках трубопровода. Из-за ограниченного числа дискретных точек измерения измерения давления в выкидных линиях и трубопроводах обычно непригодны для обнаружения и контроля отложений и утечек. Очевидно, что дискретные измерения более затруднительны в трубопроводах, проложенных по морскому дну, чем в наземных трубопроводах. Единственное исключение составляет метод обнаружения и локализации утечек при помощи акустических волн в трубопроводах, несущих однофазный поток.
Цель изобретения
Основной целью изобретения является создание способа определения профиля давления в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды, в нефтяной промышленности и связанных с ней отраслях.
Другой целью является создание такого способа, который не требовал бы применения дорогостоящего оборудования и устройств, которые потенциально могут застрять в стволе скважины, в выкидной линии или в трубопроводе.
Еще одной целью является создание способа определения профиля давления, дающего возможность обнаружить и локализовать проблемные зоны, такие как смятия, отложения, утечки и тому подобное, в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах.
Эти и другие цели достигаются посредством способа в соответствии с изобретением.
Сущность изобретения
Изобретение касается способа определения профилей давления в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды. В способе поток флюида временно перекрывают, полностью или частично, быстродействующей задвижкой и непрерывно регистрируют давление в точке, находящейся на небольшом расстоянии от задвижки по направлению против течения потока, используют соотношения, известные из уравнения Дарси-Вейсбаха:
Δpf=(f/2)(ΔL/d)ρu2,
где f (безразмерная величина) - коэффициент трения, L (м) - длина трубы, d (м) - диаметр трубы, ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/сек) - скорость флюида, для определения потерь давления на трение, а диаграмму изменения давления в зависимости от расстояния получают из указанной временной диаграммы и оценки скорости звука в реальном флюиде, используя формулу ΔL=0,5aΔt для установления зависимости между временем Δt и расстоянием ΔL.
Предпочтительно для оценки скорости звука во флюиде используют соотношения, известные из формулы Жуковского: Δра=ρua, где ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/сек) - скорость движения флюида, "а" - скорость звука во флюиде.
Оценку скорости звука предпочтительно получают на основе времени между резкими изменениями давления на временной диаграмме, вызываемыми оборудованием, изменением площади сечения потока и другими подобными местами с известным положением вдоль ствола скважины, выкидной линии или трубопровода.
Оценку скорости звука предпочтительно получают на основе измерения временных диаграмм по меньшей мере в двух различных местах вдоль трубопровода и сравнения этих временных диаграмм.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа получают комбинированную диаграмму температуры и давления в скважине, при этом диаграмму температуры в зависимости от глубины в стволе скважины измеряют с использованием оптического волокна.
Изобретение также касается использования вышеуказанного способа для различных целей: для обнаружения и локализации притока в стволе скважины, выкидной линии или трубопроводе; для обнаружения и локализации таких дефектов выкидных линий, как смятие; для определения эффективного диаметра ствола скважины, выкидной линии или трубопровода в различных местах; для обнаружения и локализации отложений, таких как гидраты, твердые углеводороды, асфальтены или песок; для обнаружения и локализации таких дефектов, как утечки; для определения того, какой или какие из нескольких газлифтных клапанов работают; для локализации и количественного определения рабочих характеристик трубопроводного оборудования, используемого при добыче нефти и/или газа.
Математическая база изобретения
Настоящее изобретение может рассматриваться как расширение предшествующих изобретений Гудмундссона (патенты Норвегии №174643 и №300437). Предшествующие изобретения основаны на распространении волны/импульса давления в смесях газа и жидкости. В частности, когда быстродействующая задвижка (клапан), расположенная рядом с устьем морской скважины, приводится в действие, то возникает волна/импульс давления. Импульс давления будет распространяться в двух направлениях: по течению и против течения от быстродействующей задвижки. Величина импульса давления описывается уравнением гидравлического удара, также известным как уравнение Жуковского:
Δрa=ρua, (1)
где ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/сек) - скорость движения флюида и "а" - скорость звука во флюиде. Скорость звука во флюиде равна скорости распространения созданного импульса давления.
Величина импульса давления, созданного быстродействующей задвижкой, может быть измерена непосредственно перед задвижкой, выше ее по потоку, с помощью датчика давления. В гидравлических системах, где подводящие и отводящие трубы (ствол скважины, выкидная линия, трубопровод) имеют достаточную длину, увеличение давления непосредственно перед быстродействующей задвижкой совпадает со значением, полученным из уравнения гидравлического удара.
Импульс давления, распространяясь в скважине, из которой поступает смесь нефти и газа, будет задерживать поток, т.е. импульс давления будет останавливать поток. Импульс давления будет распространяться в скважине со скоростью звука для данной среды. Таким образом, поток нефти и газа будет останавливаться настолько быстро, насколько быстро импульс давления будет распространяться вниз по стволу скважины. В принципе, когда импульс давления достигает дна скважины, скорость флюида в стволе скважины уменьшается практически до нуля.
Когда поток останавливается, исчезают потери давления, вызванные гидравлическим сопротивлением трубы. То есть падение напора, вызванное протеканием смеси газа и жидкости в стволе скважины, будет уменьшаться. Этот перепад давления, обусловленный исчезновением гидравлического сопротивления, будет непрерывно распространяться по направлению к устью ствола скважины; он может быть измерен и часто его называют "наполнением" трубопровода (наполнением трубопровода нефтепродуктом, находящимся под более высоким давлением, чем при его транспортировке по этому трубопроводу).
Потери давления на трение (в стволах скважин, выкидных линиях, трубопроводах) подчиняются уравнению Дарси-Вейсбаха:
Δpf=(f/2)(ΔL/d)ρ u2, (2)
где f (безразмерная величина) - коэффициент трения, Δ L (м) -длина трубы, d (м) - диаметр трубы, ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/с) - скорость флюида. Уравнение Дарси-Вейсбаха, приведенное здесь, выполняется для однофазного ламинарного и турбулентного потока. В принципе, уравнение может быть расширено и для многофазного потока. Существует множество подобных расширений, представленных в различных книгах, касающихся многофазных потоков (G. Wallis, One-Dimensional Two-Phase Flow (Одномерный двухфазный поток); McGraw-Hill, 1969, а также Р. В. Whalley, Boiling, Condensation and Gas-Liquid Flow (Кипение, конденсация и течение газа и жидкости); Oxford University Press, New York, 1987).
Уравнение Дарси-Вейсбаха может быть записано в терминах градиента давления:
(Δρf)ΔL=(f/2)(1/d)ρ u2 (3).
Коэффициент гидравлического трения для однофазного и многофазного потоков может быть получен из полуэмпирических соотношений, таких как формула Блазиуса:
f=(0,0791 )/Re0,25, (4)
где Re - число Рейнольдса, определяемое как:
Re= (p u d)/μ. (5)
Формула Блазиуса используется, когда поток является гидродинамически гладким. Когда поток негладкий, может быть использовано уравнение Кольбрука-Уайта:
(1/f)0,5 = -2 log [(2,51)/(Re f(-1)) + (ks/(3,7 d))], (6)
где ks - шероховатость песка.
Плотность смеси газа и жидкости задается следующей формулой:
ρм = α ρG + (1-α)ρL, (7)
где α (безразмерная величина) - истинное объемное паросодержание, а индексы обозначают: М - смесь, G - газ и L - жидкость. При добыче и переработке углеводородов жидкая фаза будет часто состоять из нефти и воды.
Скорость ам звука в однородной смеси газа и жидкости задается известной формулой Вуда:
ам = (АВ)-1, (8)
где:
A=[αρG+(1-α)ρL]0,5 (9)
и
В = [(α/ρG аG 2)) + (1-α)/(ρLaL 2))]0,5. (10)
Заметим, что аG и аL - это скорость звука в газе и жидкости соответственно. Донг и Гудмундссон вывели аналогичную формулу для нефтяных флюидов (Dong, L. and Gudmundsson, J. S. (1993,); Model for Sound Speed in Multiphase Mixtures (Модель для скорости звука в многофазных смесях), Ргос. 3rd Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 19-30).
Вышеприведенные уравнения показывают, что поток в стволах наземных и морских скважин, выкидных линиях и трубопроводах зависит от множества факторов. Дополнительными факторами являются изменения параметров давления, объема и температуры смесей флюидов. Для иллюстрации изобретения будем считать некоторые из указанных факторов постоянными. Позднее, в реальных условиях, это допущение может быть ослаблено и различные эффекты могут быть учтены.
Подробное описание изобретения со ссылками на чертежи
Настоящее изобретение раскрывается более подробно со ссылками на сопровождающие чертежи, где:
На фиг.1-6 показаны временные диаграммы изменения давления для ряда разных теоретических ситуаций протекания потока.
На фиг.7 показано изменение скорости звука в зависимости от глубины в стволе скважины (практический случай).
На фиг.8 показана временная диаграмма изменения давления в стволе скважины фиг.7, измеренная в соответствии с предложенным способом.
На фиг.9 показан график взаимосвязи между временем отражения импульса и глубиной скважины для практического случая фиг.7 и фиг.8.
На фиг.10 показано отложение твердых углеводородов (выпадение парафина) на некотором участке выкидной линии или трубопровода.
На фиг.11 показана измеренная в соответствии с изобретением временная диаграмма изменения давления (практический случай) вдоль выкидной линии или трубопровода с отложениями, показанными на фиг.10.
Если поток в стволе скважины однофазный, диаметр ствола скважины постоянный, коэффициент гидравлического трения постоянный, расход потока постоянный, скорость звука в среде постоянная и вязкость жидкости постоянная, то давление "наполнения", измеренное в устье скважины после полного закрытия быстродействующей задвижки, будет расти линейно во времени. Если считать, что быстродействующая задвижка закрывается мгновенно, то давление при таких условиях возрастает во времени так, как показано на фиг.1. Для любой точки А измеренное давление представляет "наполнение" интервала ΔL-скважины выше по течению (в стволе скважины):
ΔL=0,5аΔt, (11),
где Δt (с) - время. Коэффициент 0,5 введен потому, что импульс давления вначале должен пройти вниз до точки А, а затем вернуться к устью скважины.
Допущение о постоянстве диаметра ствола скважины может быть ослаблено, для того чтобы продемонстрировать ситуацию, в которой ниже определенной глубины используется труба меньшего диаметра и, таким образом, имеется резкое и существенное ступенчатое изменение диаметра. Рост давления во времени для такого случая показан на фиг.2. Точка В представляет расстояние от устья скважины до места изменения диаметра трубы. Часть волны/импульса давления отражается от точки изменения диаметра и возвращается обратно в устье скважины, приводя к ступенчатому увеличению давления, а другая часть волны/импульса давления передается дальше в ствол скважины. Из-за того, что диаметр ствола скважины ниже точки В становится меньше, градиент потерь напора на трение увеличивается.
Допущение о постоянстве диаметра ствола скважины может быть ослаблено, чтобы продемонстрировать ситуацию, в которой диаметр трубы уменьшается на определенном интервале. Диаметр трубы уменьшается резко и существенно, остается таким на определенной длине, а затем резко и существенно увеличивается. Рост давления во времени для такого случая показан на фиг.3. Точка С представляет расстояние от устья скважины до места уменьшения диаметра трубы, а точка D представляет расстояние от устья скважины до начала участка с прежним диаметром. Подобное уменьшения диаметра трубы может быть результатом смятия трубы или осаждения твердых веществ на определенном ее участке.
Допущение о постоянстве коэффициента гидравлического трения может быть ослаблено, чтобы продемонстрировать ситуацию, в которой коэффициент трения увеличивается на определенном участке. Увеличение коэффициента трения вызывает те же эффекты, что и уменьшение диаметра, что следует из уравнения Дарси-Вейсбаха. Увеличение коэффициента трения увеличивает градиент потерь напора на трение на таком участке, как показано на фиг.4. Точка Е представляет расстояние от устья скважины до места, где трение в скважине возрастает, а точка F представляет расстояние от устья скважины до того места, где трение в скважине уменьшается. Следует понимать, что отложение твердых веществ на определенном участке, приводящее к уменьшению диаметра ствола скважины/трубопровода, может сопровождаться изменением коэффициента трения.
Допущение о постоянстве скорости потока может быть ослаблено, чтобы продемонстрировать эффект дополнительного притока флюида в ствол скважины на определенной глубине. Рост давления во времени для подобной ситуации показан на фиг.5. Точка G представляет расстояние от устья скважины до глубины, где расход потока увеличивается. Расход потока ниже точки G меньше, чем выше нее. Нефтяные и газовые скважины иногда имеют более одной зоны перфорации, а иногда - один или более дополнительный (боковой) ствол или многосторонние ответвления. Флюиды, попадающие в скважину из таких зон и ответвлений, будут увеличивать расход потока, влияя таким образом на профиль давления.
Допущение об однофазном потоке и постоянстве скорости звука могут быть совместно ослаблены, чтобы показать эффект протекания многофазного потока в стволе скважины. Вязкость также будет изменяться, но этот эффект далее не обсуждается. Рост давления во времени для подобной ситуации показан на фиг.6. Точка Н представляет расстояние от устья скважины до глубины, на которой поток флюида превращается из однофазного (ниже этой точки), в многофазный (выше этой точки). На этой глубине ствола скважины давление соответствует давлению кипения жидких углеводородов. В зависимости от конкретной ситуации давление "наполнения" скважины от ее устья до точки Н может иметь линейный или нелинейный характер. Эффекты нелинейности возникают из-за свойств смесей газ-жидкость и многофазного потока. Давление "наполнения" ниже точки Н на фиг.6 изменяется линейно, что указывает на однофазный поток и постоянство диаметра ствола скважины.
На фиг.5 расход потока жидких углеводородов изменяется в точке G, a на фиг.6 поток флюидов превращается из однофазного в многофазный в точке Н. Для газлифтных скважин характерны две ситуации. Первая ситуация возникает, когда газ попадает в трубу ствола скважины (через газлифтный клапан), где однофазная жидкость течет снизу, а далее поток газа и жидкости поднимается по трубе до устья скважины. Вторая ситуация возникает, когда газ попадает в трубу ствола скважины (через газлифтный клапан), где многофазная смесь газа и жидкости течет снизу, а обогащенная газом смесь поднимается вверх по трубе до устья скважины. Следует заметить, что оба случая могли бы быть проиллюстрированы графиками, подобными фиг.5 и фиг.6. Исследования давления в газлифтных клапанах могут быть использованы, чтобы определить, какие из нескольких газлифтных клапанов действуют в данный момент.
На фиг.1-6 показано увеличение давления, соответствующее гидравлическому удару, когда быстродействующая задвижка закрывается, в соответствии с изобретением и последующее постепенное увеличение давления "наполнения" в зависимости от времени. На графиках представлены упрощенные ситуации, где точки А-Н представляют для каждого случая определенное расстояние ΔL. Для расчета этого расстояния должны быть известны соответствующие уравнения для потока флюидов и свойства флюидов. Для потока однофазных флюидов с постоянными значениями температуры-давления-объема (ТДО) расчеты являются точными и не представляют сложности. Для потока многофазных жидкостей с переменными значениями ТДО требуются более сложные расчеты.
Следующие шаги описывают, как может быть вычислено расстояние ΔL для частного случая, показанного на фиг.6, где точка Н представляет расстояние до места, в котором давление в стволе скважины соответствует точке кипения:
1. Выполняется измерение импульса давления и с помощью формулы гидравлического удара вычисляется массовый расход смеси газа и жидкости в устье скважины, а также измеряется температура устья скважины.
2. Свойства смеси газа и жидкости, текущей в стволе скважины, касающиеся давления-объема-температуры, предполагаются известными из обычной практики эксплуатации нефтяных месторождений на основе измерений и/или выявленных корреляций.
3. Затем моделирование установившегося потока в скважине используется для вычисления давления и температуры на участке скважины от устья скважины в направлении дна скважины, включая определение плотности флюидов и истинного объемного паросодержания.
4. Затем вычисляется скорость звука в текущей смеси газа и жидкости по участкам от устья скважины до дна скважины с использованием фундаментальных соотношений и результатов, полученных путем моделирования.
5. Временная шкала, показанная на фиг.6, преобразуется по участкам в шкалу расстояний с использованием соотношения ΔL= 0,5aΔt.
Вышеуказанные вычисления могут быть выполнены с использованием данных и моделей, варьирующихся от простейших до всесторонних. Более точные данные и модели обеспечивают более точные результаты. Точность вычислений можно улучшить, выполнив дополнительные измерения и получив дополнительную информацию. Например, результаты измерения давления от скважинного датчика могут быть согласованы с приходом импульса давления. Известные положения/глубины мест изменения диаметра трубы и другие параметры оборудованной скважины могут быть согласованы с их появлением в сигнале "наполнения", измеренном в устье скважины. Подобным же образом результаты измерения температуры в скважине могут быть использованы для улучшения точности измерения профилей давления в стволах скважин как для измерений в точках, так и для распределенных измерений.
Распределенные измерения температуры могут выполняться при помощи оптоволоконной технологии. Такие измерения могут быть выполнены снаружи или внутри системы труб через равные интервалы от устья скважины до ее дна. Результаты распределенных измерений температуры находятся в зависимости от пуска и остановки нефтяных и газовых скважин. Температурный профиль в скважине, которая находится в эксплуатации сравнительно долго, будет стабильнее во времени, чем аналогичный профиль в недавно начавшей работать или недавно остановленной скважине (Е. Ivarrud, (1995): Temperature Calculations in Oil Wells (Расчеты температуры в нефтяных скважинах), Engineering Thesis, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian Institute of Technology, Trondheim). При распределенных измерениях температуры с наружной стороны от системы труб время реакции на изменения температурного профиля внутри системы труб будет больше, чем при прямых измерениях (распределенных измерениях температуры внутри системы труб).
Комбинация измерений профиля давления в стволе скважины, импульса давления и распределенных измерений температуры обеспечивает информацию, идентичную той, которая может быть получена с использованием приборов для геофизических исследований в скважинах (ПГИ).
Примеры
Практические тесты/измерения импульсов давления были выполнены в многофазных скважинах на платформах А и В в Осеберге и Гуллфаксе, находящихся в Северном море. Тесты/измерения показали, что теоретические выкладки, основанные на формуле Жуковского (для гидравлического удара), уравнении Дарси-Вейсбаха (для "наполнения" трубопровода) и уравнении Вуда (для распространения волны), применимы в соответствующих ситуациях.
Тесты на морских платформах показали, что давление "наполнения", измеренное в устье скважины, несет в себе больше информации, чем массовый расход и плотность смеси, что было ранее запатентовано Гудмундссоном (патенты Норвегии № 174643 и № 300437). Дополнительная информация, получаемая из давления "наполнения", включает эффекты, показанные на фиг.2-6, и другие эффекты, представляющие интерес при мониторинге и каротаже в нефтяных и газовых скважинах.
Были изучены два случая "наполнения" для иллюстрации настоящего изобретения. Модели, разработанные и проверенные для использования в нефтяной промышленности, были применены для расчета давления "наполнения" в каждом из случаев.
Пример 1
В первом случае рассматривается морская нефтяная скважина, работающая в условиях, типичных для Северного моря, с переходом к многофазному потоку, схематически показанным на фиг.6. Величина гидравлического удара и "наполнение" были рассчитаны для морской скважины при следующих условиях:
Давление в устье скважины 90 бар.
Расход потока смеси 2600 м3/сутки (25,58 кг/с).
Плотность смеси 850 кг/м3.
Скорость смеси в устье скважины 1,8 м/с.
Скорость звука в смеси в устье скважины 350 м/с.
Величина гидравлического удара в устье скважины 5,36 бар.
Полная длина 4500 м.
Диаметр скважины 0,127 м.
Коэффициент трения 0,020.
На основе результатов моделирования установившегося потока в скважине и уравнения Вуда была оценена скорость звука в смеси газа и жидкости от устья скважины в направлении ее дна. Профиль скорости звука, представленный на фиг.7, показывает, что скорость звука возрастает от 350 м/с в устье скважины до 730 м/с на глубине 1820 метров, где давление соответствует точке кипения. На основе результатов моделирования коротких импульсов давления были оценены "наполнение" и гидравлический удар, показанные на фиг.8. Скважина была вертикальной до глубины 2000 метров и отклоненной (в горизонтальном направлении) до глубины 2650 метров при полной длине скважины 4500 метров.
На фиг.8 показано, что давление в устье скважины составляет 90 бар с момента начала отсчета времени до приблизительно 2,5 секунд. Затем быстродействующая задвижка закрывается в течение примерно 0,5 секунды, так что в момент времени 3 секунды задвижка закрыта полностью, а давление гидравлического удара достигает 95,36 бар. После этого давление "наполнения" нарастает постепенно, а затем нарастает более быстро около момента времени 6,5 секунд, когда происходит переход от многофазного к однофазному потоку, соответствующий глубине, на которой давление в скважине равно давлению точки кипения. Для еще больших глубин давление "наполнения" растет линейно во времени, что указывает на протекание однофазного потока в стволе скважины постоянного диаметра.
Давление "наполнения", показанное на фиг.8, может быть связано с глубиной скважины путем моделирования. Связь между глубиной скважины и временем показана на фиг.9. Таким образом, выполняя измерения импульса давления в стволе скважине, можно рассчитать профиль изменения давления в стволе скважины в зависимости от глубины. Измерения импульса давления в устье скважины дают давление "наполнения" в зависимости от времени, а моделирование дает профиль давления в стволе скважине в зависимости от глубины.
Пример 2
Во втором примере рассматривается горизонтальная труба выкидной линии / трубопровода, несущая многофазную смесь газа и жидкости, где твердые отложения сужают сечение потока на определенном участке. Параметры гидравлического удара и "наполнения" линии/трубопровода были рассчитаны для многофазной смеси газ-жидкость, текущей в такой горизонтальной трубе. Предполагаются следующие условия:
Длина выкидной линии/трубопровода 2 км.
Внутренний диаметр 0,1024 м.
Плотность нефти 850 кг/м3.
Удельная масса газа 0,8 (-).
Средняя скорость звука в смеси 250 м/с.
Давление на входе 35 бар.
Коэффициент трения 0,023 (-).
Средняя температура 40°С.
Соотношение газ/нефть 400 scf/STB.
Общий расход потока 8 кг/с.
На фиг.10 показана труба выкидной линии/трубопровода с твердыми отложениями, использованная для расчетов. Поток направлен слева направо; давление на выходе, рассчитанное для многофазного потока смеси газ-жидкость, равно 30 барам. Быстродействующая задвижка находится на выходном конце трубопровода с низким давлением и предполагается, что задвижка закрывается за 1 секунду. Быстродействующая задвижка с гидравлическим приводом может быть закрыта примерно за одну десятую секунды. Большая часть задвижек в нефтяной отрасли, приводимых в действие вручную, может быть закрыта за пару секунд, однако основное перекрытие происходит после прохождения задвижкой около 80% хода.
На фиг.10 показано, что твердые отложения расположены в трубе на некотором расстоянии от запирающей задвижки. Толщина отложений растет первые 100 метров (диаметр трубы уменьшается с 10,24 см до 9,84 см) и далее остается постоянной на длине 300 метров (диаметр 9,84 см), а затем уменьшается последние 100 метров (диаметр увеличивается с 9,84 см до 10,24 см). Импульс давления распространяется в выкидной линии/трубопроводе от быстродействующей задвижки вверх по течению потока.
Величина гидравлического удара и давление "наполнения", показанные на фиг.11, рассчитаны для выкидной линии/трубопровода при предполагаемом расходе 8 кг/с. Первоначальный рост давления от 30 бар до примерно 32,5 бар является гидравлическим ударом, а более плавно растущее давление является давлением "наполнения" линии/трубопровода. Опыт эксплуатации месторождений А и В в Осеберге и Гуллфаксе показал, что величина гидравлического удара и давление "наполнения" могут быть легко измерены доступными датчиками давления.
Расчеты, проиллюстрированные на фиг.11, были выполнены для отложений, расположенных в 500-1000 метрах вверх по течению потока от быстродействующей задвижки. Гидравлический удар и давление "наполнения" показаны на фиг.11 вместе с давлением "наполнения" для чистой (без твердых отложений) трубы выкидной линии / трубопровода. График показывает, как твердые отложения, имеющиеся в трубе на протяжении 500 метров, влияют на давление "наполнения" в 2-х километровой трубе выкидной линии/трубопровода.
Анализ давления "наполнения", показанного на фиг.11, делает возможным обнаружение твердых отложений, оценку их толщины и общей длины. Такой анализ включает измерение массового расхода при помощи запатентованного Гудмундссоном испытания с использованием импульсов давления (патент Норвегии №300437).
Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением эффективен для измерений профиля давления в скважинах, несущих многофазные смеси, однофазные жидкости и однофазный газ. Этот способ также эффективен при выполнении измерений давления в выкидных линиях (различных трубах, соединяющих скважины и подводные опорные плиты и далее идущих к платформам, а также трубах, идущих от устья скважины до пункта переработки, и т.д.) и трубопроводах (большей длины).
Способ может быть использован для обнаружения и контроля изменений свойств ствола скважины/выкидной линии/трубопровода, связанных с протеканием потока флюидов, включая изменения эффективного диаметра потока, гидравлического трения, расхода потока, состава флюида и т.д. Такие изменения могут быть использованы при анализе состояния скважины/выкидной линии/трубопровода.
Способ может применяться в сочетании с распределенными измерениями температуры для одновременного измерения профилей температуры и давления в стволах скважин, при этом в сочетании с измерением расхода потока с использованием импульса давления способ дает информацию, аналогичную получаемой с помощью обычных приборов для геофизических исследований в скважинах.
Хотя наиболее полную информацию можно получить, проводя измерения во время и после полного перекрытия потока, достаточно много информации можно также получить, если задвижка закрывается только частично, что может быть легче реализовано в производственных условиях.
Несмотря на то, что некоторые предпочтительные варианты осуществления изобретения были описаны при помощи примеров и ссылок на чертежи, возможные модификации изобретения очевидны для специалистов. Таким образом, изобретение не ограничивается описанными вариантами его осуществления и может быть модифицировано в рамках концепции и объема изобретения, определенных формулой изобретения.
1. Способ определения профилей давления в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды, отличающийся тем, что поток флюида временно перекрывают, полностью или частично, быстродействующей задвижкой и непрерывно регистрируют давление в точке, находящейся на небольшом расстоянии от задвижки по направлению против течения потока, используют соотношения, известные из уравнения Дарси-Вейсбаха
Δpf=(f/2)(ΔL/d)ρu2,
где f (безразмерная величина) - коэффициент трения;
L (м) - длина трубы;
d (м) - диаметр трубы;
ρ (кг/м3) - плотность флюида;
u (м/с) - скорость флюида,
для определения потерь давления на трение, а диаграмму изменения давления в зависимости от расстояния получают из указанной временной диаграммы и оценки скорости звука в реальном флюиде, используя формулу ΔL=0,5aΔt для установления зависимости между временем (Δt) и расстоянием (ΔL).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для оценки скорости звука во флюиде используют соотношения, известные из формулы Жуковского
Δра=ρ u а,
где ρ (кг/м3) - плотность флюида;
u (м/с) - скорость движения флюида;
а - скорость звука во флюиде.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что оценку скорости звука получают на основе времени между резкими изменениями давления на временной диаграмме, вызываемыми оборудованием, изменением площади сечения потока и другими подобными местами с известным положением вдоль ствола скважины, выкидной линии или трубопровода.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что оценку скорости звука получают на основе измерения временных диаграмм по меньшей мере в двух различных местах вдоль трубопровода и сравнения этих временных диаграмм.
5. Способ по п.1, используемый для получения комбинированной диаграммы температуры и давления в скважине, при котором диаграмму температуры в зависимости от глубины в стволе скважины измеряют с использованием оптического волокна.
6. Применение способа по п.1 для обнаружения и локализации притока в стволе скважины, выкидной линии или трубопроводе.
7. Применение способа по п.1 для обнаружения и локализации таких дефектов выкидных линий, как смятие.
8. Применение способа по п.1 для определения эффективного диаметра ствола скважины, выкидной линии или трубопровода в различных местах.
9. Применение способа по п.1 для обнаружения и локализации отложений, таких как гидраты, твердые углеводороды, асфальтены или песок.
10. Применение способа по п.1 для обнаружения и локализации таких дефектов, как утечки.
11. Применение способа по п.1 для определения того, какой или какие из нескольких газлифтных клапанов работают.
12. Применение способа по п.1 для локализации и количественного определения рабочих характеристик трубопроводного оборудования, используемого при добыче нефти и/или газа.
