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) Н_скв, м;

- динамический уровень (по высоте) Н_дин, м;

- газовый фактор в скважине Г_ф, м³/т;

- давление насыщения нефти газом Р_нас, МПа;

- давление затрубное Р_затр, МПа;

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

- плотность газа, выделяющегося из нефти ρ_г, 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 Р_нас достаточно точно определяют в лабораторных условиях, а газовый фактор Г_ф - 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;

Г_ф - газовый фактор скважины, м³/т;

Р_гжс - 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 (Н_погр) от давления, создаваемого столбом ГЖС над насосом (Р_столба). Он имеет линейный вид. По указанной зависимости рассчитывают давление столба ГЖС (Р_столба) 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 Г_реал:

,

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;

Р_гжс - текущее давление столба ГЖС, МПа;

ρ_{пов.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 ρ_гжс при заданном давлении рассчитывают по формуле аддитивности:

, где

ρ_г - 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;

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

P_i-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 Н_погр от Р_гжс,, 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 Н_столба в скважине по формуле:

,

где Н_скв - глубина скважины, м;

Н_дин - динамический уровень в скважине, м.

По полученной кривой разгазирования определяют давление Р_столба, создаваемое столбом высотой Н_столба, а забойное давление Р_заб вычисляют по формуле:

,

где Р_столба - давление, рассчитанное по кривой, МПа;

Р_ур - давление газа на динамическом уровне, МПа,

при этом давление на динамическом уровне Р_ур рассчитывают по формуле:

,

где Р_затр - 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.