Способ определения давления в скважине

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины. Техническим результатом является повышение точности определения давления в скважине. Способ включает измерение давления в скважине во время всего исследования скважины, измерение температуры по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины, определение нестационарных профилей температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины, расчет изменения плотности скважинного флюида и изменения длины НКТ в остановленной скважине и корректировку результатов измерения давления в скважине на основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ. 4 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

В настоящее время имеет место значительное увеличение точности и надежности датчиков давления. Датчики давления имеют разрешение лучше 0.01 psi и абсолютную точность измерения порядка одного psi. Это особенно важно при исследовании высокопродуктивных пластов, когда после быстрого увеличения давления в скважине в течение длительно времени происходит очень медленное увеличение давления. В этом случае изменения температуры, которые происходят во время испытания скважины, могут изменить даже характер изменения давления во время второй медленной стадии - давление может уменьшаться, а не увеличиваться в остановленной скважине.

Изучение свойств нефтяного/газового пласта путем анализа динамики изменения давления в скважине при изменении дебита (в том числе при закрытии скважины) называется гидродинамическим исследованием скважин (ГДИ). Традиционные методы обработки данных, полученных при ГДИ, не учитывают возможного влияния неизотермических эффектов и предполагают, что датчик давления находится в скважине на некотором (50-100 м) фиксированном расстоянии от верхней границы исследуемого пласта. Современные методы обработки данных ГДИ (см., например, Kuchuk F.J., Onur M., Hollaender F. Monograph series: Vol. 57. Pressure Transient Formation and Well Testing (1 st ed.). ELSEVIER, 2010, стр. xv-xx, 23-26) предполагают вызов притока флюида из пласта, отбор пробы и регистрации дебита и давления, предпочтительно забойного. Данные ГДИ в настоящее время интерпретируют с помощью аналитических решений уравнения пьезопроводности при различных схемах заканчивания скважин и разных граничных условий. Разработанные аналитические методы применимы к трещиноватым, слоистым, горизонтально и радиально композитным пластам. Для еще более сложных гетерогенных систем и многофазных потоков используются методы численного моделирования. Однако в большинстве случаев все аналитические и численные решения предполагают, что течение флюида происходит в изотермических условиях. В этом случае уменьшение давления, зарегистрированное в некоторых высокопродуктивных скважинах, показывает, что традиционные изотермические методы интерпретации результатов измерений в этих скважинах неприменимы.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения давления в скважине за счет учета влияния неизотермических эффектов.

В соответствии с предлагаемым способом измеряют давление в скважине и температуру по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины. Затем определяют нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины и рассчитывают изменение плотности скважинного флюида и изменение длины НКТ при остановке скважины. На основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ корректируют результаты измерения давления в скважине.

Нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют либо путем проведения измерений температуры вдоль ствола скважины с помощью системы датчиков, распределенных по стволу скважины на разных глубинах, либо посредством численного или аналитического моделирования профиля температуры. При необходимости непрерывные нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины получают путем интерполяции измеренных температур.

Измерение давления проводят с помощью по меньшей мере одного датчика, расположенного на фиксированной глубине в скважине.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведено сравнение динамики восстановления забойного давления во время остановки скважины в изотермических и неизотермических условиях, на фиг. 2 - расчетные скважинные температуры на глубине датчика и на поверхности во время исследования скважины, на фиг. 3 - расчетное скважинное давление на глубине датчика во время исследования скважины, на фиг. 4 - нестационарные профили температуры по стволу скважины для режима остановки скважины, используемого для обработки результатов ГДИ, на фиг. 5a - изменение средней температуры скважинного флюида между точкой крепления НКТ и датчиком давления, на фиг. 5b - плотность скважинного флюида между датчиком и верхней границей пласта, на фиг. 5c - изменение длины НКТ (правый график) во времени при остановке скважины, на фиг. 6 - сравнение динамики восстановления давления в нефтяном пласте после добычи без учета неизотермических эффектов и с учетом неизотермических эффектов.

Исследования скважин подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. На первом периоде скважина открывается на работу с постоянным или переменным дебитом, при этом давление в скважине падает. Через некоторое время, в зависимости от целей испытания скважины, свойств пласта, состояния призабойной зоны пласта, свойств пластового флюида и депрессии на пласт, скважина останавливается и давление восстанавливается к начальному значению.

Обычно датчики давления и температуры размещают на НКТ, приблизительно на расстоянии L₀=100 м выше верхней границы пласта. Поскольку температура добываемого флюида существенно выше, чем средняя температура вышележащих пород, при добыче происходит прогрев пород вблизи скважины. После остановки скважины температура около-скважинного пространства уменьшается, охлаждается к геотермальной температуре и, соответственно, уменьшается средняя температура флюида, заполняющего скважину. Расчеты показывают, что в случае глубоких скважин (4000-6000 м) средняя температура скважинного флюида может уменьшаться на 30-40°C.

Это обстоятельство приводит к следующим эффектам:

1) Увеличивается плотность флюида, заполняющего скважину между датчиком измерения давления и пластом.

2) Происходит изменение длины НКТ (закрепленной на поверхности) и изменяется положение датчика относительно пласта.

Оба эти эффекта приводят к уменьшению измеряемого давления. Изменение давления, связанное с изменением температуры в скважине, может быть рассчитано с помощью формулы (1):

где ΔP(t) - изменение давления, Па, - средняя плотность флюида в скважине ниже датчика давления, кг/м³, - средняя плотность скважинного флюида ниже датчика давления сразу после остановки скважины, кг/м³, L₀ - начальное положение датчика давления сразу после остановки скважины, м, ΔL(t) - изменение длины НКТ (от точки крепления у поверхности до датчика) в остановленной скважине, м, g - ускорение свободного падения, м/с².

Увеличение плотности флюида ниже датчика давления определяется объемным коэффициентом температурного расширения флюида α_ƒ, K^-1 и изменением средней температуры флюида ниже датчика в остановленной скважине ΔT(t), K:

Уменьшение длины НКТ ΔL(t) и соответствующее изменение положения датчика определяется линейным коэффициентом температурного расширения НКТ α_t, K^-1 и изменением профиля температуры по глубине (от точки крепления у поверхности до датчика) в остановленной скважине.

Для определения величины ΔL(t) предлагается расстояние между точкой крепления НКТ и датчиком давления разбить на n одинаковых секций и рассчитывать уменьшение длины НКТ по формуле (3):

где T_i(t) - температура i-й секции в момент времени t (i=1, …, n) в остановленной скважине, K, T_oi - температура i-й секции сразу после остановки остановки скважины, K.

Для количественной оценки обоих эффектов необходимо знать зависимость температуры скважинного флюида от глубины в разные моменты времени после остановки скважины. Нестационарные профили температуры в скважине должны быть измерены во время исследования скважины или получены в результате численного или аналитического моделирования.

Скорректированное значение давления в скважине, в котором исключено влияние изменения плотности флюида и длины НКТ, предлагается рассчитывать по формуле (4):

где P_g(t) - измеренное давление, Па, ΔP(t) - поправка, учитывающая влияние температурных эффектов, которая рассчитывается по формулам (1)-(3).

В случае высокопродуктивных пластов давление в остановленной скважине быстро увеличивается почти до начального давления. После этого происходит длительное, медленное увеличение давления, на динамику которого могут существенно повлиять рассмотренные выше температурные эффекты. В некоторых случаях возможно даже уменьшение измеренного давления со временем.

На фиг. 1 приведено сравнение динамики восстановления забойного давления во время остановки скважины в изотермических и неизотермических условиях. Пунктирной линией (Изотермическая) показана динамика восстановления давления в нефтяном пласте после добычи нефти с дебитом 2000 м³/день в течение 20 часов. Эта зависимость была получена с помощью модуля Saphir в программе Ecrin v4.30 при помощи опции «Test Design» для однородного пласта, имеющего толщину 100 м, проницаемость 2 Д, при скине скажины, равном 5, и внешнем радиусе пласта 1500 м. Предполагалось, что температура в пласте и в скважине постоянна.

Сплошная линия (Неизотермическая) показывает результаты расчета для того же исследования скважины, но с учетом влияния неизотермических эффектов. Предполагалось, что датчик давления находится на НКТ, на глубине 100 м выше верхней границы пласта. Согласно расчету средняя температура флюида, заполняющего НКТ, за время восстановления давления уменьшилась на 37°C, длина НКТ при этом уменьшилась на 1.7 м, а плотность флюида в скважине между датчиком давления и пластом увеличилась на 10 кг/м³.

Уменьшение средней температуры скважинного флюида в остановленной скважине в данном случае составляет 37°C. При обработке кривой давления (Неизотермическая), измеренной в остановленной скважине при таком изменении температуры, с помощью стандартных изотермических методов получают неверную модель пласта, его проницаемость и скин-фактор скважины.

Таким образом, для исключения влияния температурных эффектов необходимо провести корректировку результатов измерения давления в скважине.

Возможность корректировки измеренного давления с использованием предлагаемого способа продемонстрирована на синтетических примерах, подготовленных с помощью численного симулятора T-Mix (Рамазанов А.Ш. и др. Термогидродинамические исследования в скважине для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы, 2010, SPE 136256). Это код, позволяющий моделировать нестационарные распределения давления и температуры при течении однофазного флюида в пласте и в скважине и имеющий возможность воспроизводить произвольную последовательность технологических операций в скважине: начало добычи, изменение дебита, остановку скважины и т.д.

Моделирования нестационарного распределения давления в пласте проводится с использованием закона фильтрации Дарси для цилиндрически симметричного течения газа или слабосжимаемой жидкости в слоистой среде. Расчет давления в скважине проводится с использованием квазистационарного закона сохранения импульса с учетом сил трения, силы тяжести, ускорения и эффекта объема ствола скважины, заполненного сжимаемым флюидом.

Нестационарное температурное поле пласта рассчитывается с учетом кондуктивной и конвективной теплопередачи, адиабатического эффекта и эффекта Джоуля-Томсона. Нестационарная тепловая модель скважины учитывает эффект смешения флюидов, теплообмен между скважиной и окружающими породами, а также адиабатический эффект и нагрев флюида за счет сил вязкого трения.

Согласно описанному выше способу проводится измерение нестационарного распределения температур вдоль скважины или численный, или аналитический расчет этого распределения, адекватность которого контролируется по совпадению рассчитанных нестационарных значений давления, температуры и дебита с доступными скважинными измерениями этих величин для всего времени проведения испытания скважины.

Температура, давление и дебит скважины были рассчитаны для значений параметров скважины, пласта и последовательности операций, описанных выше, с помощью численного симулятора T-Mix.

Моделирование проводилось со следующими параметрами:

Свойства пласта: однородный, мощность 100 м, на внешней границе пласта радиусом 1500 м фиксируется начальное пластовое давление 7251.89 psi, проницаемость пласта 2 Д, температура 120°C, скин скважины 5, глубина скважины 4000 м.

Свойства флюида: нефть с плотностью в пластовых условиях 800 кг/м³, теплопроводность 0.14 Вт/м/K, удельная теплоемкость 2000 Дж/кг/K, вязкость 1 сП, сжимаемость 6.9·10^-6 psi^-1.

Последовательность технологических операций в скважине: циркуляция 70 ч, выстойка скважины 70 ч, добыча с дебитом 2000 м³/день в течение 20 ч (70-90 ч, фиг. 2, 3), выстойка 30 час (90-120 ч, фиг. 2, 3).

Результаты моделирования температуры флюида на верхней границе пласта (TOR), на глубине датчика (100 м выше пласта) и у поверхности приведены на фиг. 2. Результаты расчета давления в скважине на глубине датчика (100 м выше пласта) приведены на фиг. 3. Расчет был проведен с помощью численного симулятора T-Mix для всего времени испытания скважины.

Второй шаг заключается в получении нестационарных скважинных температурных профилей во время остановки скважины из численных расчетов, используя модель с входными параметрами, дающую наилучшее совпадение с имеющимися измерениями. Результаты моделирования нестационарных профилей температуры по стволу скважины для режима остановки скважины, используемого для обработки результатов ГДИ (90-120 ч), приведены на фиг.4.

Полученные нестационарные температурные профили используют для расчета изменения плотности скважинного флюида и длины НКТ при остановке скважины. Расстояние между точкой крепления НКТ и датчиком давления было разбито на 78 одинаковых секций. Изменение во времени средней температуры скважинного флюида между точкой крепления НКТ и датчиком давления $$\Delta T_i=\frac{1}{n}{\displaystyle \sum _{i=1}^n\left(T_{oi}-T_i\left(t\right)\right)}$$ , плотности скважинного флюида между датчиком и верхней границей пласта и уменьшение длины НКТ в остановленной скважине были рассчитаны по формулам (2) и (3). Результаты моделирования для режима остановки скважины 90-120 ч показаны на фиг. 5a, 5b и 5c. Уменьшение средней температуры скважинного флюида в остановленной скважине в данном случае составило 37°C. Плотность флюида в скважине между датчиком давления и пластом увеличилась на 10 кг/м³ для значения объемного коэффициента температурного расширения флюида α_ƒ=1.5·10^-3 K^-1. Длина НКТ при этом уменьшилась на 1.7 м для значения линейного коэффициента температурного расширения НКТ α_t=12·10^-6 K^-1.

Последний этап - это коррекция результатов измерения давления в скважине, с учетом полученных результатов по плотности скважинного флюида и длине НКТ, по формуле (4) для исключения влияния неизотермических эффектов.

На фиг.6 показаны динамика восстановления давления в нефтяном пласте после добычи, соответствующая показаниям датчика, расположенного 100 м выше верхней границы пласта (сплошная кривая), и результаты расчета для того же исследования скважины, но с учетом влияния неизотермических эффектов (пунктирная кривая).

1. Способ определения давления в скважине, в соответствии с которым:
- измеряют давление в скважине во время всего исследования скважины,
- измеряют температуру по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины,
- определяют нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины,
- рассчитывают изменение плотности скважинного флюида и изменение длины НКТ в остановленной скважине и
корректируют результаты измерения давления в скважине на основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют путем проведения измерений температуры вдоль ствола скважины с помощью системы датчиков, распределенных по стволу скважины на разных глубинах.

3. Способ по п. 2, в соответствии с которым нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины получают путем интерполяции измеренных температур.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют путем численного или аналитического моделирования профиля температуры.

5. Способ по п. 1, в соответствии с которым давление в скважине измеряют по меньшей мере одним датчиком, расположенным на фиксированной глубине в скважине.