Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Предлагаемое изобретение относится к горному делу, в частности к исследованию буровых скважин, и может быть использовано при газлифтной эксплуатации скважин, оборудованных установками плунжерного лифта.

Известен способ исследования скважин, подлежащих переводу на эксплуатацию плунжерным лифтом, в котором на устье остановленной скважины регистрируют разницу давлений в затрубном пространстве и лифтовых трубах. С учетом плотности пластового флюида определяют объем жидкости и высоту ее столба в лифтовых трубах. По уравнению баланса давлений в момент поступления жидкости и плунжера на устье рассчитывают рабочее давление газа в затрубном пространстве, а из допущения, что плунжер постоянно находится в движении, устанавливают число рабочих циклов плунжерного лифта (см. “Plunger Lift: Introduction, Applications, Equipment, Equations, Operations”, каталог фирмы Production Control Services, копирайт, 1996, стр.5-6).

Недостатком способа является то, что проектирование работы скважины ведут без учета реальной характеристики пласта, работающего в условиях переменной депрессии. Кроме этого, расположение якоря в башмаке лифтовых труб оправдано для истощенных скважин и не может быть применимо для скважин с относительно высокими пластовыми давлениями, где имеются ограничения по величине депрессии на пласт.

Известен способ исследования нефтяной скважины по авторскому свидетельству №653385, Е 21 В 47/00, 1979, включающий восстановление забойного давления до пластового с измерением в процессе последующего кратковременного отбора флюида падения забойного давления, закрытие скважины на устье и прекращение отбора флюида с замером изменения давления во времени на забое, в затрубном пространстве и на буфере. При этом величину притока рассчитывают по уравнению в зависимости от площади сечения скважины, приращения во времени давления восстановления на забое, на устье, в затрубном пространстве и на буфере, а также плотности нефти в пластовых условиях.

К недостаткам названного способа следует отнести неопределенность во времени отбора флюида, без чего невозможно прогнозировать величину снижения забойного давления и, следовательно, депрессию на пласт. Рабочая величина депрессии определяет производительность скважины и в общем случае находится в интервале между максимальным и минимальным значениями, обусловленными требованиями рациональной эксплуатации.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ исследования скважин, оборудованных установками плунжерного лифта, по патенту РФ №2165519, Е 21 В 43/12, 47/00, 2001, включающий остановку скважины, снижение уровня жидкости на допустимую величину, регистрацию забойного и устьевого давлений в сообщенных на устье трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважин, при котором используют кривую притока жидкости по разности графиков забойного и устьевого давлений, и по ней, задаваясь депрессией на пласт, рассчитывают глубину расположения рабочего отверстия и объем жидкости, поднимаемый за цикл работы установки плунжерного лифта.

К недостаткам прототипа следует отнести отсутствие возможности проектировать технологический режим работы скважины на основе сравнительного анализа продуктивности пласта при переменной депрессии и производительности подъемника.

Целью предлагаемого изобретения является оптимизация эксплуатации скважины.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе исследования скважины, оборудованной установкой плунжерного лифта, включающем остановку скважины, сообщение трубного и затрубного пространств на устье, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважины по кривой притока, построенной по разности графиков забойного и устьевого давлений, рассчитывают объем добываемой жидкости по потенциальной продуктивности пласта и по условию производительности плунжерного лифта, сравнивают эти объемы и по наименьшей величине объема рассчитывают параметры скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом:

- скважину готовят к спуску глубинных приборов, при необходимости проводят тепловую обработку (ТО) и шаблонирование;

- снижают уровень жидкости в скважине до глубины, допустимой по условию создания максимальной депрессии на пласт;

- спускают глубинный манометр на забой скважины; предпочтительным типом прибора является манотермометр АМТ, запись параметров которым осуществляется в режиме реального времени;

- устанавливают второй регистрирующий манометр на буфере скважины;

- сообщают на устье между собой кольцевое и трубное пространство;

- одновременно герметично изолируют от промысловых коммуникаций и атмосферного давления;

- проводят синхронную регистрацию изменения давления на забое и устье скважины в течение 24-36 часов с периодическим контрольным замером давления газа на буфере по образцовому манометру через каждые 4-6 часов;

- записывают градиентную кривую давления газожидкостной смеси в НКТ при подъеме манометра с забоя скважины с периодическими остановками (шаг 250 м), либо при равномерном безостановочном движении манометра с регистрацией глубины нахождения прибора и времени от начала подъема.

Способ поясняется чертежами. На фиг.1 изображены синхронные изменения давления при исследовании скважины с закрытым устьем, на фиг.2 - графики изменения давления в процессе исследования скважины №24226.

Для интерпретации результатов исследований в системе координат p=f(t) синхронизируют показания забойного и устьевого манометров и строят зависимости от времени забойного р_заб (линия I) и устьевого р_у (линия II) давлений, а также график разности этих давлений (линия III), который представляет собой кривую притока жидкости р_ж при противодавлении на устье (фиг.1). В правой части графика отмечают пластовое давление (точка 1), от которой вниз откладывают величину минимальной депрессии на пласт (точка 2). Из полученной точки проводят горизонталь до пересечения с линией р_заб (точка 3) и опускают перпендикуляр, который пересекает линию р_ж в точке 4 и ось абсцисс в точке 5. Отрезок между точками 3-4 определяет давление газа р_г на устье в затрубном пространстве в процессе исследования и при работе плунжерного лифта. Отрезком между точками 4-5 определяется давление столба жидкости р_ж на забой. Аналогичные построения выполняют в левой части графика (точки 1’-5’), при этом отрезок 1’-2’ соответствует максимальной депрессии на пласт.

Глубину расположения рабочего отверстия рассчитывают по уравнению:

где L_p.o - глубина расположения рабочего отверстия для ввода газа, м;

Н - середина интервала перфорации, м;

р_ж - давление жидкости на забой в затрубном пространстве, определяется величиной отрезка 4-5 (фиг.1), Па;

ρ _ж - плотность жидкости в забойных условиях, кг/м;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Плотность жидкости с учетом воды в продукции скважины рассчитывают:

р_ж=(1-k_в)· р_н+k_в·_{ρ в;}

где k_в - влагосодержание, доли единицы;

ρ _н и ρ _в - соответственно плотность нефти и воды, кг/м³.

Время (в минутах) работы скважины при подъеме жидкости (плунжера) со средней скоростью 5 м/с и с учетом десятиминутной продувки скважины определяют:

и время остановки скважины:

Θ =(3,7-5,5)· t

Количество добываемой жидкости рассчитывают:

а) по потенциальной продуктивности пласта

где Q’_ц - объем жидкости притока при переменной депрессии, м³;

- текущий перепад давления на забое скважины, МПа;

k - проницаемость пласта, см²;

h - эффективная толщина пласта, см;

μ - вязкость пластовой жидкости, сП;

В - объемный коэффициент пластовой жидкости;

б) по условию производительности плунжерного подъемника:

где Q”_ц - объем жидкости, поднимаемый на поверхность за один цикл при рабочем давлении р_зm, м³;

р_зm - давление газа в затрубном пространстве, совершающего работу по подъему жидкости на поверхность, МПа, определяется величиной отрезка 3-4, (фиг.1);

р_б - давление на буфере скважины (в шлейфе), МПа;

0,3 - постоянная, характеризующая суммарные потери давления на подъем плунжера, МПа;

К - коэффициент, учитывающий потери давления на трение газа;

p_q - давление, необходимое для подъема на поверхность единицы объема жидкости, МПа/м³;

Р_{m ж} - потери давления на трение жидкости при подъеме единицы объема МПа/м³.

Сравнивая объемы жидкости Q’_ц и Q”_ц, за проектный принимают минимальное значение, которое обозначают Q_ц.

Максимальное давление р_зm._mах газа в затрубном пространстве с учетом объема заполнения эксплуатационной колонны при подъеме плунжера на поверхность определяется соотношением:

где F_кn и F_m соответственно площадь кольцевого и трубного пространства, м².

Прирост давления столба жидкости на забое скважины, соответствующий объему Q”_ц, из предположения, что заполняется все свободное пространство скважины, равен:

где Δ р_ж - прирост давления столба жидкости, МПа.

Количество газа, необходимое для совершения однократной работы по подъему плунжера на поверхность, рассчитывают по уравнению:

V_г=16,5· С· L_po·_pзm.ср;

где V_г -количество газа за цикл, тыс.м³/цикл;

С - эмпирическая постоянная;

Р_зm.ср - среднеарифметическая величина давления газа в затрубном пространстве, МПа.

Удельный расход газа:

Количество циклов работы установки за сутки:

В качестве примера рассмотрим уточненный расчет режима работы скважины №20226 Уренгойского месторождения в периодическом плунжерном газлифте. На фиг.2 показаны синхронные во времени зависимости забойного (линия I) и устьевого (линия II) давлений, а также график их разности (линия III). Исходные данные для расчета:

- статическое пластовое давление – 17,5 МПа;

- забойное давление: максимальное 10,5 МПа; минимальное 7,5 МПа;

среднее 9 МПа;

- дебит пластового флюида 7,2 м³/сут (115,7 см³/с);

- проницаемость пласта 5 мД (5· 10-11 см²);

- динамическая вязкость пластовой нефти 0,5 сП (0,5· 10² кгс· с/см);

- плотность нефти в пластовых условиях 640 кг/м³;

- объемный коэффициент нефти 1,2;

- эффективная толщина пласта 5 м (5· 10² см);

- глубина спуска НКТ (середина интервала перфорации) 2978 м;

- площадь кольцевого пространства -130· 10^-4 м²;

- площадь внутреннего канала НКТ 30· 10^-4 м²;

- давление газлифтного газа в кольцевом пространстве 5,0-7,5 МПа;

- давление на буфере (шлейфе) 2,5 МПа;

- газовый фактор нефти в пластовых условиях 185 м³/м³;

- эмпирические постоянные для труб НКТ 73 мм

- (pν +p_mж)=102, К=45000, С=0,2904· 10^-5

Выполнив необходимые построения, находим, что давление жидкости и газа в затрубном пространстве при минимальной депрессии соответственно равны: р_ж=6,1 МПа (отрезок 4-5), р_зm=4,4 МПа (отрезок 3-4). Ординаты точек 4 и 4’ составляют 6,1 и 4,7 МПа, а время в точках 5 и 5’ - 1225 и 570 мин соответственно.

Глубина расположения рабочего отверстия:

Время открытого периода:

Время открытого периода округленно принимаем t=15 мин.

Время остановки скважины:

Θ =(3,7-5,5)· t=(3,7-5,5)· 15=55-83 мин.;

принимаем Θ =75 мин (4500 с).

Объем пластового флюида за один цикл по условию притока жидкости из пласта:

Объем жидкости, поднимаемый установкой за один цикл по производительности плунжерного подъемника:

Q”_ц=0,23 м³

Из сравнения видно, Q’_ц>Q”_ц, однако на скважине №20226 возможна подача газлифтного газа с рабочим давлением до 7,5 МПа, при этом в результате пересчета для р_зm=5,0 МПа получаем Q”_ц=0,35 м³. Для этого случая объем жидкости практически равен объему притока и в дальнейших расчетах принимается Q_ц=0,41 м³.

Максимальное необходимое рабочее давление газа в затрубном пространстве:

Прирост давления столба жидкости в НКТ над рабочим отверстием (перепад давления на устье между затрубным пространством и буфером в компоновке без пусковых муфт):

Необходимое количество газа за цикл:

Удельный расход газа:

что меньше газового фактора нефти в пластовых условиях, поэтому необходима дополнительная подача рабочего газа;

количество циклов работы установки за сутки

Разработанный способ исследования скважин и интерпретация результатов реализованы в промысловой практике при переводе двадцати трех скважин Уренгойского НГДУ на работу плунжерным газлифтом. Внедрение предложенного способа обеспечило получение достоверных данных для проектирования режимов работы установок плунжерного лифта на Уренгойском месторождении. Эффективность способа подтверждается сравнением фактического и расчетного дебита скважин, при этом их относительная разница не превышает 7%.