СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАЗОВЫХ ДЕБИТОВ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 1997 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к геофизическим исследованиям эксплуатационных нефтяных скважин и может быть использовано для определения продуктивности и количественной оценки интегральных фазовых расходов в нефтяной скважине при неустановившихся режимах ее работы (например, при вызове притока компрессором на стадии контроля за разработкой месторождений).

Известен способ определения фазовых расходов в эксплуатационной скважине, основанный на регистрации в стволе комплекса динамических параметров (скорости потока, давления, влажности, температуры и т.п.) на нескольких стационарных режимах эксплуатации, когда параметры потока стабильны во времени.

Недостаток способа состоит в том, что он неэффективен при неустановившемся притоке флюида в ствол при существенном изменении со временем динамических характеристик потока флюида.

Известен также способ определения фазовых дебитов в скважине при неустановившемся притоке флюида в ствол, заключающийся в прослеживании во времени подъема столба жидкости в стволе скважины после искусственного снижения уровня жидкости. По изменению положения столба во времени рассчитывают скорость подъема уровня газожидкостного раздела в стволе, а по величине скорости определяют дебит жидкости (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, добыча нефти. М. Недра, 1983, с.24). Недостатком этого способа является то, что он неинформативен в случае притока из пласта многофазового или многокомпонентного флюида и не позволяет оценивать газовые дебиты.

Наиболее близким к изобретению является способ исследования малодебитных скважин (авт. св. СССР N 1754894, 01.09.1989 прототип), состоящий в вызове притока пластового флюида путем снижения уровня жидкости в стволе и контроля темпа притока по фазам.

Для контроля темпа притока фиксируют изменение положения во времени уровня жидкости и положения нефтеводораздела. Причем контроль разделов фаз проводится в течение времени, пока продолжается приток флюида из пласта. В этом случае фазовые дебиты, а именно дебиты воды и нефти, определяют по величине приращения соответствующих мощностей столбов жидкости и нефти выше водонефтяного раздела.

Недостатком этого способа является то, что достоверность оценки фазовых дебитов по динамике изменения положения во времени фазовых разделов во многих случаях низка.

В частности при вызове притока компрессированием в начальный период времени может происходить интенсивное перетекание флюида из трубного в затрубное пространство НТК и наоборот. В этом случае скорости перемещения разделов фаз в колонне не связаны с фазовыми дебитами.

Количественные расчеты на основе информации о фазовых разделах недостоверны также при неравномерном во времени притоке жидкости из пласта (что характерно для малодебитных скважин). В этом случае расходные содержания нефти в интервале притока и на глубине уровней раздела фаз могут существенно отличаться друг от друга. Поэтому только по одной динамике перемещения уровней жидкости и нефтяного раздела нельзя судить о газовых дебитах.

Кроме того, при наличии в продукции скважины газа границы раздела фаз невелируются, что препятствует точному определению положения уровней. Препятствием является и то, что уровни замеряются внутри компрессорных трубок. Эти замеры непредставительны, если составы флюида в трубном и затрубном пространствах отличны друг от друга. Перечисленные недостатки существенно ограничивают практическое использование указанного способа для определения фазовых дебитов в нефтяной скважине.

Задача изобретения повышение достоверности определения фазовых дебитов при неустановившемся притоке за счет исключения влияния характера распределения фаз по стволу скважины и структуры потока на определяемые параметры.

Поставленная задача достигается тем, что в способе, включающем предварительное снижение уровня жидкости в стволе скважины, вызов притока пластового флюида и контроль темпа притока, согласно изобретению контроль темпа притока после его вызова осуществляют путем регистрации в скважине серии барограмм в интервале выше кровли работающего пласта. Обрабатывая барограммы попарно в порядке увеличения времени их регистрации определяют для каждой пары барограмм средние градиент давления и темп изменения давления во времени, по которым затем выявляют изменение во времени плотности, объемного и массового дебитов поступающей в ствол многофазной смеси.

При регистрации одновременно с давлением других динамических параметров (температуры, дилькометрической проницаемости, интенсивности акустических шумов, электрического удельного сопротивления и т.п.) количественные расчеты уточняют введением температурной поправки, а также получают дополнительную информацию об интервалах и профиле притока, структуре потока из пласта.

Предложенное решение базируется на следующих технических и физических предпосылках:
приток жидкости в скважину после искусственного снижения уровня сопровождается ростом давления на забое. Темп роста давления, определяемый по данным об изменении во времени давления в кровле пласта, характеризуется соотношением

где ρ_см плотность поступающей из пласта газожидкостной смеси как функция времени;
g 9,81 м/с²;
Q(t) объемный дебит пласта как функция времени;
S площадь сечения потока.

С другой стороны, градиент давления на забое скважины, определяемый по одной из зарегистрированных в скважине барограмм, в этот же временной отрезок роста уровня будет равен

где V_зап скорость регистрации барограммы.

Из (1) и (2) можно оценить основные параметры потока плотность и объемный дебит как функции времени. Причем происходящие выше по глубине скважины процессы сепарации фаз, равно как и вообще характер распределения фаз по стволу и структура потока, не сказываются на точность количественных расчетов.

Если известны объемный дебит и плотность, то можно оценить массовый дебит
G(t) = Q(t)ρ_см, (3)
Количественные оценки выполнены без данных об изменении во времени отметок уровня жидкости и водонефтяного раздела, однако в тех случаях, когда данные об уровнях достаточно представительны (отсутствие в продукции скважины газовой фазы, стабильность притока, однородная структура потока и т.п. ), их использование позволяет дополнительно контролировать точность результатов.

Далее возможны количественные расчеты любым из известных способов.

В частности по величине плотности можно рассчитать истинные содержания компонент водонефтяной смеси, а привлекая информацию о газовом факторе и давлении насыщении нефти, содержания компонент газоводонефтяной смеси.

В предположении о близости истинных и расходных параметров потока на основе плотности и суммарного дебита можно определить объемные и массовые фазовые расходы притекающего в ствол флюида.

Обладая достоверной информацией о движении уровня в трубках, можно рассчитать его текущее положение в затрубье, и наоборот, по положению уровня в затрубье оценить уровень в трубках.

Наконец, стандартная технология обработки кривой изменения давления во времени позволяет оценить пластовое давление, продуктивность и фильтрационные параметры пласта. Точность этой оценки будет выше чем в известном способе, поскольку в основе расчетов лежат получаемые в данном способе достоверные данные об изменении во времени плотности газожидкостной смеси.

Если одновременно с давлением регистрировать и другие динамические параметры (температуру, дилькометрическую проницаемость, интенсивность акустических шумов и т. п. ), спектр получаемой количественной информации можно расширить, получая данные об интервалах притока, профиле притока из пласта, а также учесть влияние на результаты измерений температурной поправки, структуры потока.

Способ осуществляется следующим образом.

1) В стволе скважины после вызова притока из пласта регистрируют серию барограмм, соблюдая следующие условия:
интервал регистрации барограмм 50-70 м в кровле отдающего пласта;
барограммы регистрируют как на спуске, так и на подъеме с постоянной скоростью записи не менее 200 м/ч;
для каждой барограммы строго фиксируют дату, время начала и конца записи, чувствительность записи выбирают достаточной, чтобы уверенно фиксировать изменения давления как по глубине, так и во времени (при описываемой технологии работ не менее 0,01 МПа);
одновременно с давлением могут регистрироваться и другие динамические параметры (температура, диэлектричекая проницаемость, удельное электрическое сопротивление, интенсивность акустических шумов). Это возможно, если измерения ведутся комплексной аппаратурой, позволяющей вести одновременно запись всех перечисленных параметров.

2) Обрабатывая барограммы попарно в порядке увеличения времени их регистрации определяют фазовые дебиты и другие динамические параметры пласта как функции времени. Для этого для каждой пары барограмм вычисляют средние градиент давления и темп изменения давления во времени dP/dz и dP/dT. Затем по формулам (1) (3) определяют изменение во времени плотности, объемного и массового дебита поступающей в ствол газожидкостной смеси. А далее выполняют любые известные количественные оценки, в том числе и с привлечением данных об изменении с глубиной других динамических параметров.

3) В процессе регистрации барограмм лифтовые трубки и межтрубье должны быть открыты.

4) Датчик давления должен быть абсолютно термостабилен или скважинная аппаратура должна комплексироваться датчиком, характеризующим влияние температуры на показания давления.

Далее представлен пример практической реализации способа результаты обработки серии барограмм после вызова притока компрессированием соответственно через 3,5; 4,0; 6,0; 9,0; 10,5 и 14,0 ч.

В таблице приведены результаты попарной обработки барограмм.

Налицо характерное для компрессируемых скважин снижение дебита во времени. Особенность данного примера интенсивный рост во времени плотности смеси. При длительной выстойке по данным оценки плотности в ствол поступает практически чистая вода. Снижение плотности в начальный момент при отсутствии газопроявлений можно связать с притоком в первые часы после стравливания нефти, доля которой составляет в начале подъема уровня 0,6, а затем постепенно снижается до 0,2 0,3 (через 5-10 ч) и практически доходит до нуля через 14 ч.

Выполненная с использованием полученных данных обработка кривой восстановления уровня дает пластовое давление около 18,2 МПа, коэффициент гидропроводности 2,3 мкм²м/МПа с, коэффициент пьезопроводности 0,41 м²/с, величину скин-эффекта 6,32. Угловые коэффициенты рассчитанной по кривой восстановления уровня индикаторной диаграммы P= a+bQ, a=18,17 MПа, в=-0,205 MПа/м³.

Применение: для определения продуктивности и количественной оценки интегральных фазовых расходов в нефтяной скважине при неустановившихся режимах ее работы. Сущность изобретения: способ определения фазовых дебитов в нефтяной скважине содержит вызов притока пластового флюида после предварительного снижения уровня жидкости в стволе скважины, а также контроль темпа притока, который осуществляется путем регистрации в скважине серии барограмм в интервале выше кровли работающего пласта с последующим сравнением барограмм попарно в порядке увеличения времени их регистрации и вычисления для каждой пары барограмм среднего градиента давления и темпа изменения давления во времени, по которым определяют изменение во времени плотности, объемного и массового дебитов поступающей в ствол многофазной смеси. 1 табл.

Способ определения фазовых дебитов в нефтяной скважине, включающий предварительное снижение уровня жидкости в стволе скважины, вызов притока пластового флюида и контроль темпа притока, отличающийся тем, что контроль темпа притока после его регистрации вызова осуществляют путем регистрации в скважине серии барограмм в интервале выше кровли работающего пласта, после чего сравнивают барограммы попарно в порядке увеличения времени их регистрации и определяют для каждой пары барограмм средние градиент давления и темп изменения давления во времени, по которым затем определяют изменение во времени плотности, объемного и массового дебитов поступающей в ствол многофазной смеси.