Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации. На основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле:

где Р_з - забойное давление, МПа;

Р_у - устьевое давление, МПа;

S_в=0,03415ρL_верт/(T_срZ_ср);

S_l=0,03415ρL_l/(T_срZ_ср);

L_верт - вертикальная глубина скважины, м;

L_l - глубина скважины по длине трубы, м.

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м³/сут;

ρ - относительная плотность газожидкостной смеси;

T_ср - средняя температура по стволу скважины, K;

Z_ср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

d - диаметр НКТ, м;

λ* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси. Технический результат заключается в повышении точности определения динамического забойного давления. 1 табл., 1 ил.

 

Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах.

Важным элементом контроля за разработкой месторождения является учет динамического забойного давления. Мониторинг барических условий работы скважины позволяет оперативно принимать решения по установлению наиболее оптимального технологического режима работы скважин и оценивать изменение продуктивных характеристик скважин за время разработки.

Все известные методы расчета динамического забойного давления с учетом значений устьевого давления представляют собой либо эмпирические корреляции, либо механистические модели. Однако в основе всех расчетов характеристик потока в трубах лежат законы сохранения массы, импульса и энергии. В настоящее время, при оценке величины забойного давления широко распространены два подхода математического моделирования потока в скважине: однофазный и двухфазный.

В основе методик расчета забойного давления для однофазного потока газа лежат труды многих исследователей, таких как Алиев З.С., Бузинов С.Н. и др. [Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. - М.: Недра, 1978. - 279 с.], [Бузинов С.Н., Бородин С.А, Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных систем в газовых скважинах // Георесурсы. - 2010. - №4. - С. 63-66] [Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.], [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. - М.: Недра, 1980. - 301 с/], [Кутателадзе С.С, Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. - М.: Энергия, 1976. - 296 с.] [Experimental Study of Pressure Gradient Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits, Hagedorn, A.R and Brown, K.E, JPT, 1965]. В свою очередь для многофазного потока применяются методики Хагедорн-Браун [Experimental Study of Pressure Gradient Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits, Hagedorn, A.R and Brown, K.E, JPT, 1965], Грэй [User's for API 14B.SSCSV Sizing Computer Program, second edition. API, 1978], Данс-Рос [Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells. Duns, H.Jr. and Ros, N.C.J, Sixth World Pet. Cong., Tokyo, 1963], Оркижевский [Predicting two-phase pressure drops in pipe. Orkiszewski, J., JPT, 1967], Азиз [Pressure Drop in Wells Producing Oil and Gas. Aziz, K., Govier, G.W., and Fogarasi, M, J.Cdn.Pet. Tech, 1972],Мукерджи-Брилл [Pressure Drop Correlations for Inclined Two-Phase Flow., Mukherjee, H. and Brill, J.P., University of Tulsa, 1999], Hasan and Kabir [Hasan, A.R. and Kabir, CS.: "Two-Phase Flow in Vertical and Inclined Annuli," Intl. J. Multiphase Flow, 1992] и др.

В целом, во всех известных методиках определяющим элементом при расчете давления является вес столба скважинного флюида, тогда как доля затраченной энергии газа на преодоление сопротивлений труб относительно незначительна, однако эта доля существенна при необходимости точного установления значения давления на заданной глубине.

Известные методики для учета потерь давления на трение используют коэффициент трения (он же коэффициент гидравлического сопротивления в отечественной практике). Результаты обобщения большого числа проведенных опытов показали, что коэффициент гидравлического сопротивления является функцией двух безразмерных параметров числа Рейнольдса, отражающего влияние вязкости и скорости движения флюида и относительной плотности. На практике коэффициент трения определяется по эмпирическим диаграммам Муди, Никурадзе, Мурина и др. Таким образом, значения коэффициента трения неизбежно имеют некоторую степень погрешности.

Известен способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин [RU 2607004 С1, МПК Е21В 47/10, 47/06, G06F 17/00 (2006.01), опубл. 10.01.2017], где производят контроль добычной характеристики скважины путем сопоставления фактического режима работы скважины с использованием рассчитанного динамического устьевого давления на забойные условия по барометрической формуле и зависимостями дебита пластовой смеси от забойного давления по результатам ГДИ.

Недостатком известного способа является необходимость проведения ГДИ для формирования эталонных зависимостей дебита от забойного давления, а предложенный способ расчета динамического забойного давления через устьевое, неизбежно будет иметь определенную степень погрешности в скважинах со сложной архитектурой забоя и насосных труб, в совокупности с высоким содержанием конденсата в составе продукции скважины. Таким образом, сопоставление эталонных зависимостей с расчетными по барометрической формуле значениями, в ряде случаев можно неверно интерпретировать, ввиду обозначенных погрешностях при пересчете устьевого давления в забойные условия.

Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газодинамических исследований (ГДИ) скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления и температуры газа на забое скважины, а также расхода газа (дебит) скважины, давления и температуры на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем [RU 2607004 С1, МПК Е21В 47/10, 47/06, G06F 17/00 (2006.01), опубл. 10.01.2017]. Используя, полученные с заданным шагом дискретизации во времени измерения устьевых параметров и расхода газа, определяют текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления ствола газовой скважины по математической формуле. Обеспечивается повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины и контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Недостатком известного способа является необходимость многократного спуска глубинных манометров, для определения фактического забойного давления.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является определение динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах.

При осуществлении заявляемого технического решения указанная проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности определения динамического забойного давления за счет использования определенных экспериментальным путем эмпирических зависимостей, для которых необходимость спуско-подъемных операций отсутствует.

Указанный технический результат достигается тем, что способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском однократно глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований. По полученным данным строят график зависимости полученного промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин от дебита газоконденсатной смеси, которые получают по результатам проведения газодинамических исследований скважины, выполненных с использованием сепарационного оборудования, при этом на основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле:

где Р_з - забойное давление, МПа;

Р_y - устьевое давление, МПа;

S_в=0,03415ρL_вepт/(T_cpZ_cp);

S₁=0,03415ρL₁/(T_cpZ_cp);

L_вepт - вертикальная глубина скважины, м;

L₁ - глубина скважины по длине трубы, м;

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м³/сут;

ρ - относительная плотность газоконденсатной смеси;

T_ср - средняя температура по стволу скважины, K;

Z_cp - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

d - диаметр НКТ, м;

λ^* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси.

В изобретении решается задача расчета динамического забойного давления с учетом эмпирических зависимостей, полученных по результатам эксплуатации газоконденсатных скважин, эксплуатирующих ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

На фиг. представлен график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси.

Так, формула (1) представляет собой совокупность потерь давления на преодоление местных сопротивлений и шероховатость трубы, а также силы тяжести создаваемой столбом газа, где последнее является определяющим в величине потерь давления:

где: Р_з - забойное давление, МПа;

Р_y - устьевое давление, МПа;

S_в=0,03415ρL_вepт/(T_cpZ_ср);

S₁=0,03415ρL₁/(T_cpZ_cp);

L_вepт - вертикальная глубина скважины, м;

L₁ - глубина скважины по длине трубы, м.

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м³/сут;

ρ - относительная плотность газоконденсатной смеси;

Т_ср - средняя температура по стволу скважины, K;

Z_cp - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - диаметр НКТ, м.

Из формулы (1), в параметре в присутствует коэффициент гидравлического сопротивления λ^* который зависит от режима движения газоконденсатной смеси по трубе и поверхности стенок труб. В зарубежной литературе эта величина называется коэффициентом трения.

Выражая коэффициент гидравлического сопротивления λ из формулы (1) получаем формулу:

Имея данные, полученные по результатам исследований скважин со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований, определяют фактические значения λ^*. По полученным данным строят график зависимости полученного промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин от дебита газоконденсатной смеси, используемого, в том числе в формуле (2) (Фиг. ).

На графике выделяют следующие области режима течения газоконденсатной смеси:

1. Автомодельная область (λ^* зависит только от относительной шероховатости) была выделена на основании выполнения условия квадратичного закона сопротивления, то есть при отсутствии влияния скорости потока газа на λ сопротивление трения становится пропорционально квадрату скорости.

2. Переходная область (λ^* зависит от дебита газа и относительной шероховатости) была выделена путем установления границы автомодельной области и области реверсивного движения жидкости.

3. Область реверсивного движения жидкости (ввиду осаждения капель жидкости возникают дополнительные фильтрационные сопротивления) была установлена согласно [RU 2620137 С1 «Способ эксплуатации газоконденсатной скважины» / Пеливанов Ю.П., Токарев Д.К., Нестеренко А.Н., опубл. 2017]. Так, при высоких дебитах газа, скорости отдельных фаз, как правило, практически равны, а флюид существует в виде однородной смеси. При снижении дебита газа до критической величины, капли жидкости начинают осаждаться (реверсивное движение) на забой скважины.

Полученное значение Я из выражения (2) не является в чистом виде коэффициентом гидравлического сопротивления, так как учитывает совокупность потерь на местные сопротивления и трение. Из этого следует, что полученная величина является полным сопротивлением фонтанных труб для промысловых условий и обозначается как полный коэффициент гидравлического сопротивления λ^*.

Таким образом, формула (1) будет иметь вид:

где

В границах выделенных областей (Фиг. 1) были получены зависимости полного коэффициента гидравлического сопротивления от дебита газоконденсатной смеси (Таблица 1).

Используя зависимости из таблицы 1 в формуле (2) вместо λ^*, можно получить значение динамического забойного давления с наиболее высокой точностью.

Указанный технический результат достигается тем, что при расчете динамического забойного давления используются эмпирические зависимости полного коэффициента гидравлического сопротивления из таблицы (1).

Сущность заявляемого технического решения поясняется примером и иллюстративными материалами, где на фиг. 1 схематично показаны выделенные области значения полного коэффициента гидравлического сопротивления от дебита газоконденсатной смеси.

Пример осуществления способа.

На скважине X, эксплуатирующей, например, ачимовские отложения Уренгойского НГКМ, необходимо определить текущее динамическое забойное давление. Перечень информации, необходимый для определения динамического забойного давления можно представить в виде трех блоков данных: конструкция скважины (глубина скважины по стволу, внутренний диаметр трубы, глубина скважины по вертикали), свойства газоконденсатной смеси (относительная плотность, давление, температура критические, сверхсжимаемость газа), эксплуатационные параметры (давление, температура устьевые, температура забоя, дебит).

По результатам ГКИ скважины, выполненные с использованием сепарационного оборудования, получены следующие данные:

Дебит газоконденсатной смеси - 300,0 тыс. м³/сут.;

Относительная плотность газоконденсатной смеси - 0,82;

Устьевое давление - 35,6 МПа;

Устьевая температура - 328 K.

При этом по данным инклинометрии известна глубина середины интервала перфорации по вертикали и по длине трубы равная 3550 и 3780 метров соответственно. Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, используемых в скважине X, составляет 0,076 м. Также известно, что пластовая температура ачимовских отложений Уренгойского НГКМ составляет порядка 380 К.

Коэффициент сверхсжимаемости рассчитывают по формуле Платонова-Гуревича по формуле:

где:

Р_кр - критическое давление рассматриваемой газоконденсатной смеси, МПа;

Т_кр - критическая температура рассматриваемого газоконденсатной смеси, K;

Р - давление в рассматриваемой точке (забой, либо устье скважины), МПа;

Т - температура в рассматриваемой точке (забой, либо устье скважины), K.

Далее, зная дебит газоконденсатной смеси, по таблице 1 определяют эмпирическое значение промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин λ^* (полный коэффициент гидравлического сопротивления).

Так, при дебите, равном 300,0 тыс. м³/сут, значение промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин λ^* определено согласно выявленным эмпирическим зависимостям как 3000⋅Q^-2,2=0.010653.

Подставляя исходные данные в формулу (1) получают:

Таким образом, величина динамического забойного давления в скважине X при дебите газоконденсатной смеси 300 тыс. м³/сут составляет 47,3 МПа.

Использование полного коэффициента гидравлического сопротивления, учитывающего поверхность трубы и течение газоконденсатной смеси, позволило повысить точность определения динамического забойного давления за счет снижения погрешности с 2,4-2,5 до 1,8-1,9% по сравнению с известными методиками Cullender-smith Гриценко - Алиева.

Способ расчета динамического забойного давления газоконденсатных скважин, включающий определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований, после чего на основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле:

где Р_з - забойное давление, МПа;

Р_у - устьевое давление, МПа;

S_в=0,03415ρL_верт/(T_срZ_ср);

S_l=0,03415ρL_l/(T_срZ_ср);

L_верт - вертикальная глубина скважины, м;

L_l - глубина скважины по длине трубы, м.

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м³/сут;

ρ - относительная плотность газожидкостной смеси;

T_ср - средняя температура по стволу скважины, K;

Z_ср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

d - диаметр НКТ, м;

λ* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси.