Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у.и, устьевой температуры Т_у.и, расхода газа Q_и, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения измеряемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Р_у.и, Т_у.и, Q_и и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Р_з.р и пластового давления Р_п.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме. Использование изобретения повышает оперативность и точность построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений.

Карты изобар широко используются при анализе состояния разработки нефтегазоконденсатных месторождений и планировании геолого-технических мероприятий. Соответственно, оперативное построение достоверных карт изобар является одной из важнейших задач для любого добывающего нефтегазоконденсатную продукцию предприятия.

Известен «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений (стр. 150, Васильевский В.П., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, 344 с.). Исходными данными для построения карт изобар являются величины пластовых давлений, замеренных в скважинах во время проведения газогидродинамических исследований (ГДИ) и приведенных к выбранной горизонтальной плоскости. Строящиеся по этим данным карты приближенно характеризуют сглаженную пьезометрическую поверхность без депрессионных воронок вблизи забоя эксплуатационной скважины. Так как пьезометрическая поверхность во времени изменяется, то карта изобар характеризует ее форму лишь на определенный зафиксированный момент.

Недостатком данного способа является то, что для его реализации необходим практически полный охват фонда скважин ГДИ. А это не всегда целесообразно из-за возможных больших потерь добычи продукта во время их проведения. К тому же замеры пластовых давлений по всем скважинам месторождения должны быть проведены в достаточно короткий промежуток времени, в течение которого форма общей пьезометрической поверхности не успевает заметно измениться.

В ряде случаев остановка скважины для определения пластового давления нецелесообразна или по техническим причинам не рекомендуется. В частности, если обсадная колонна негерметична, то частые остановки скважины для замера пластового давления могут увеличить опасность утечки газа через негерметичности колонны. При больших глубинах залежи, к которым относятся морские газоконденсатные месторождения Азербайджана, Астраханское и др., остановка скважин на длительное время считается нецелесообразной из-за аномально высокого пластового давления в них. Остановка скважин для измерения пластового давления на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами снижает коэффициент эксплуатации скважин, вскрывших пласты, и связана с длительной стабилизацией и восстановлением давления (стр. 114, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499).

Также ГДИ нельзя проводить на нескольких скважинах одновременно, особенно если они близко расположены, так как в этом случае на величину замеряемого в каждой скважине давления будут влиять остановки других скважин. Поэтому календарный график замеров пластовых давлений с целью построения карты изобар должен составляться таким образом, чтобы:

- все замеры были проведены в возможно более короткий срок;

- на величину измеряемого в каждой скважине пластового давления не влияли остановки других скважин, которые связанны с замерами в них пластовых давлений.

Эти два требования противоречивы, и выполнить их одновременно не всегда удается. График замеров составляется так, чтобы в основном выполнялось второе требование, т.е. отсутствие влияния других скважин. В результате на дату построения карт изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охваченной замерами. Для остальных скважин используются либо устаревшие замеры, либо замеры по ближайшим скважинам, причем при этом используют те или иные методы приведения замеров пластовых давлений по скважинам к одной дате. Чаще всего используется метод линейной интерполяции (стр. 150, Васильевский В.П., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, с. 344).

Кроме того, в соответствии с регламентом РД 153-39.0-109-01 (Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М.: Наука, 2002. - 95 с.) периодичность проведения замеров пластового давления составляет от полугода до года, в то время как построение карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. В то же самое время замеры пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду скважин в течение года, либо по определенной выборке скважин в течение короткого периода времени.

Известен способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта (патент РФ №2416719, опубл. 20.04.2011 г.), который включает использование результатов ГДИ и промысловых данных.

Существенным недостатком указанного способа является сложность составления, низкая оперативность построения карт изобар и низкая их точность. Это связано с тем, что перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности, а затем часть скважин из нее исключают, осуществляя замеры давления лишь в тех, которые отвечают критерию репрезентативности. И далее, уже из этого усеченного массива дополнительно исключают из рассмотрения скважины, чтобы добиться равномерной плотности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений. (Тюнкин А.И., Мухаметзянов Т.М., Игнатов И.С., Им П.Т. Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений с использованием результатов гидродинамических исследований и промысловых данных на примере Верх-Тарского месторождения // Нефтяное хозяйство, 2009, №5, с. 66-69).

Существенным недостатком указанного способа является сложность, высокая трудоемкость и низкая оперативность построения карт изобар.

Задачей предлагаемого технического решения является оперативное построение карт изобар с максимальной точностью.

Техническим результатом изобретения является повышение оперативности и точности построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.

Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что используют результаты ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у.и, устьевой температуры Т_у.и, расхода газа Q_и, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы (ИУС). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения контролируемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Р_у.и, Т_у.и, Q_и и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Р_з.р и пластового давления Р_п.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме.

Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.

Измерение дополнительных параметров, занесение их в базу данных АСУ ТП, возможность построения карты изобар в автоматическом режиме позволило повысить оперативность и точность построения карты изобар с уменьшением трудоемкости процесса.

Предложенный способ реализуют следующим образом. Результаты ГДИ и промысловые данные по всем скважинам заносят в соответствующие базы данных. Используя средства систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у.и, устьевой температуры Т_у.и, расхода газа Q_и, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом. Используя результаты измерений, полученные в течение дня, система определяет среднесуточные значения всех этих параметров. По среднесуточным значениям параметров Р_у.и, Т_у.и, Q_и и паспортным данным скважин система расчетным путем определяет значения забойного давления Р_з.р и пластового давления Р_п.р, которые система управления добывающим промыслом АСУ ТП также записывает в базу данных. Используя значения указанных данных, хранящихся в БД, по команде система осуществляет в автоматическом режиме построение карты изобар для любой указанной в задании даты.

При этом для не работающих скважин забойное давление принимают равным пластовому давлению, и его определяют из соотношения (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 110, формула (3.3)):

,

где ;

Р_у.и - статическое давление на устье скважины, измеряют средствами телеметрии;

- относительная плотность газа;

L - глубина скважины;

z_cp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

Т_ср - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной L.

При не работающей скважине среднюю температуру газа Т_ср определяют по формуле

,

где Т_нс - температура нейтрального слоя земли;

T_L - температура газа на глубине L, т.е. на расчетной глубине.

В случае, если с момента остановки скважины прошло не более десяти часов, то среднюю температуру газа Т_ср определяют по формуле

,

где Т_у.и - температура газа на устье скважины на момент построения карты изобар.

Пластовое давление Р_п.р в районе работающей скважины определяют через забойное давление Р_з.р, которое вычисляют из соотношения (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 117, (25.3)):

,

где: ;

;

Р_у.и, Q_и - давление у устья фонтанных труб и дебит скважины соответственно, измеряют средствами телеметрии;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

D - внутренний диаметр фонтанных труб.

Среднюю температуру газа Т_ср для работающей скважины определяют из соотношения:

.

После определения забойного давления работающей скважины при стационарных режимах фильтрации, пластовое давление определяют по формуле [стр. 114, формула 17.3, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499]:

,

где a, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, которые определяют при проведении ГДИ.

Имея в наличии все среднесуточные значения пластового давления Р_п.р по каждой скважине можно по команде построить карту изобар для всего месторождения на любую дату.

Таким образом, заявленное техническое решение позволяет:

- построить карту изобар в автоматическом режиме за временной отрезок, длительность которого ограничена временем, необходимым на полный цикл опроса системой телеметрии всех скважин месторождения (для чего требуются минуты, а не дни), что значительно повышает оперативность построения этих карт, и соответственно, их ценность;

- существенно повысить точность построения карт изобар, так как точность построения этих карт определяется точностью измерительных средств телеметрии (исключив использование методов линейной интерполяции), и исключить участие человека в работе по составлению карт изобар.

Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений, включающий использование результатов гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных, отличающийся тем, что средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у.и, устьевой температуры Т_у.и, расхода газа Q_и, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы), по которым система ежедневно определяет среднесуточные значения контролируемых параметров и заносят их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Р_у.и, T_у.и, Q_и и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Р_з.р и пластового давления Р_п.р, которые также записывает в базу данных АСУ ТП или ИУС, и по команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты.