Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ИЗОБАР

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 скважин для определения пластового давления нецелесообразна или не рекомендуется по техническим причинам. В частности, если обсадная колонна негерметична, то частые остановки скважины для замера пластового давления могут увеличить опасность утечки газа через не герметичности колонны. При больших глубинах залежи остановка скважин на длительное время нецелесообразна из-за аномально высокого пластового давления. 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 [См. 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 расположены близко друг к другу, 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 практически не удается.

График замеров составляется так, чтобы в основном выполнялось второе требование, т.е. отсутствовало влияние 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 с использованием не всегда корректных методов приведения замеров пластовых давлений по скважинам к одной дате. Чаще всего используется метод линейной интерполяции [См. 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.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений (Патент на изобретение РФ №2634770, опубликовано 03.11.2017, Бюл. №31). Способ включает использование результатов ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базы данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС). Для этого система телеметрии кустов газовых скважин в реальном масштабе времени производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у, устьевой температуры Т_у, расхода газа Q и передает их в ИУС установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ). Используя их и паспортные данные скважин, система расчетным путем определяет значения забойного давления Р_з.р. и пластового давления Р_п.р., которые также записывает в БД ИУС. 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.

Существенным недостатком указанного способа является его достаточно высокая погрешность. Она связана с тем, что определение давления в забое скважины и в пласте производится расчетным путем на основе текущего значения устьевого (заколонного) давления, измеряемого системой телеметрии, и уступает по точности методу измерения забойного, пластового давления глубинным манометром.

Целью изобретения является оперативное построение карт изобар с максимальной точностью.

Техническим результатом изобретения является повышение точности построения карт изобар.

Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений, включает использование результатов ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в БД ИУС добывающего промысла. ИУС контролирует средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Р_у, устьевую температуру Т_у, расхода газа Q, и записывает их в свою БД. Используя записанные данные, ИУС определяет значения забойного Р_з.р. и пластового давление Р_п.р.. 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.

Для повышения точности построение карты изобар, перед проведением ГДИ любой из скважин, ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины. После чего обслуживающий персонал промысла проводит ГДИ этой скважины. По окончании исследований обслуживающий персонал промысла осуществляет загрузку в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления - Р_п.ман. с помощью глубинного манометра. По окончании загрузки данных система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения - Р_п.р. пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по формуле Δ=Р_п.ман. ^- Р_п.р. и его относительного отклонения по формуле . Закончив указанные вычисления ИУС подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их ей. Получив эти данные, ИУС вычисляет уточненное значение пластового давления по формуле:

и вносит их в свою БД.

Предложенный способ реализуют следующим образом. Результаты ГДИ по всем скважинам заносят в БД ИУС.

Используя средства системы телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у, устьевой температуры Т_у и расхода газа Q по каждой скважине и передают их в ИУС. ИУС записывает их в свою БД и используя результаты измерений параметров Р_у, Т_у, Q и паспортным данным скважин ИУС расчетным путем определяет значения забойного - Р_з.р. и пластового давления - Р_п.р., которые также записывает в свою БД.

При этом, для не работающих скважин значение забойного давления принимают равным значению пластовому давлению, и его определяют из соотношения [см. например, 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 - статическое давление на устье скважины, измеряют средствами телеметрии (в данном случае );

- 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 скважины L.

Если скважина не работает, 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.

Если с момента остановки скважины прошло не более десяти часов, то среднюю температуру газа Т_ср определяют по формуле:

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

Значение пластового давления Р_п.р. в районе работающей скважины определяют через значение забойного давления Р_з.р., которое вычисляют из соотношения [см. например, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 117, (25.3)]:

где

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

D - внутренний диаметр фонтанных труб.

Среднюю температуру газа Т_ср для работающей скважины определяют из соотношения:

После определения значения - Р_з.р. забойного давления работающей скважины на стационарных режимах фильтрации, значение пластового давления определяют по формуле [см. например, 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.

Если обслуживающему персоналу дано задание провести на скважине i ГДИ, то перед его началом ИУС фиксирует значение пластового давления Р_{п.р._i} используя формулу (1). После этого ИУС УКГП/УППГ подает команду системе телеметрии о прекращении работы i-ой скважины и обслуживающий персонал начинает проводить ГДИ. Во время ГДИ скважины глубинным манометром измеряется значение пластового давления скважины - Р_{п.ман._i} и его принимают за истинное значение, которое сравнивают с расчетным и определяют его абсолютное отклонение по формуле:

Δ_i=Р_{п.ман._i}-Р_{п.р._i}

Далее определяется относительное отклонение определения пластового давления по результатам измерения системой телеметрии параметров на устье скважины относительно Р_{п.ман._i} по формуле:

и заносится в БД ИУС УКПГ/УППГ.

Статистика проведенных измерений на Крайнем Севере во время ГДИ скважин с помощью систем телеметрии показала, что относительное отклонение, которое определяется по формуле (2), остается постоянным на достаточном долгом периоде эксплуатации скважины (практически от одного ГДИ скважин до другого) и можно принять ее как систематическую.

После окончания ГДИ i-ой скважины она снова подключается к системе телеметрии.

Учитывая полученные результаты удается более точно определять значения пластового давления в реальном режиме времени системой благодаря учету влияния относительного отклонения δР_{п_i} к давлению, которое определяется по формуле (1). Это уточненное значение пластового давления в ИУС УКПГ/УППГ для i-ой скважины определяется по формуле:

и заносится в БД системы.

При требовании автоматического построения карты изобар для любой даты в ИУС УКПГ/УППГ для скважин используют уточненное значение пластового давления, которое определяется по формуле (3).

Таким образом, заявленное техническое решение позволяет существенно повысить точность построения карт изобар благодаря учету систематической относительной ошибки при прямых измерениях забойного и пластового давления, определяемого по результатам контроля рабочих параметров на устье каждой скважины с помощью ИУС.