СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2001 года по МПК E21B43/12 E21B47/00 

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, при котором скважину исследуют на приток при различных режимах с замером давлений на входе и выходе из сепаратора, устанавливают эмпирическую степенную зависимость дебита газа от забойного давления, с использованием газожидкостного фактора определяют дебит жидкости, ее объем и высоту столба за время притока и после остановки скважины (см. Brady C.L., Morrow S. J. "An Economic Assessment of Artificial Lift in Low-Pressure, Tight Gas Sands in Ochiltree County, Texas", paper SPE 27932 presented at the SPE Mid-Continent Gas Symposium, Amarillo, Texas, 22-24 May 1994, стр. 149-162).

Однако при расчете величины давления, необходимого для подъема жидкости и плунжера на поверхность, не учтено, что в начале периода притока вся жидкость, накопленная в скважине, окажется внутри лифтовых труб. При этом прирост давления в них с учетом разности объемов сопоставим с давлением первоначального столба жидкости. Поэтому расчетное давление в затрубном пространстве оказывается заниженным, в результате чего плунжер не достигнет поверхности и часть жидкости возвратится на забой скважины.

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.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ исследования нефтяной скважины по авторскому свидетельству N 653385, E 21 B 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 прекращения 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 прототипа 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.

Целью предлагаемого изобретения является возможность моделирования в процессе исследования скважин условий работы пласта при минимальной депрессии в конце закрытого периода и максимальной депрессии в момент подъема плунжера на поверхность.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе исследования скважин, включающем остановку, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважин, в скважинах, оборудованных установками плунжерного лифта, трубное и затрубное пространства при исследовании сообщают на устье, снижают уровень жидкости на допустимую величину, строят кривую притока жидкости по разности графиков изменения во времени 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.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В закрытую на устье скважину спускают глубинный манометр на забой, а второй регистрирующий манометр устанавливают на буфере. Снижают уровень жидкости в скважине до значения, допустимого по условиям работы пласта при максимальной депрессии. На устье скважины сообщают трубное и затрубное пространства и на протяжении 20-32 ч регистрируют изменение давлений на забое и устье скважины. При этом забойный манометр фиксирует график восстановления давления на забое, а устьевой манометр регистрирует давление накопленного газа в скважине, выделившегося из пластового флюида. После прохождения указанного выше интервала времени извлекают манометры и на отдельном графике (фиг. 1) синхронизируют их показания (линии I и II). По разности этих графиков строят кривую притока жидкости (линия III).

На оси давлений отмечают точку 1, соответствующую разности заданных величин пластового давления и минимальной депрессии на пласт при последующей работе установки плунжерного лифта. Определяют место пересечения горизонтали, проведенной из точки 1, с линией I графика P_заб = f(t) (точка 2). Из этой точки опускают перпендикуляр, пересекающий линию III графика P_ж = f(t) в точке 3 и ось времени в точке 4. Отрезок 3-4 характеризует величину давления столба жидкости, а отрезок 2-3 - величину давления газа в затрубном пространстве при работе плунжерного подъемника.

Аналогичные построения выполняют при том же пластовом давлении, но максимальной величине депрессии на пласт (точки 1'-4').

Глубину расположения рабочего отверстия, которая практически соответствует длине хода плунжера, рассчитывают по уравнению

где l_р.о - глубина расположения рабочего отверстия для ввода газа, м;
H - глубина скважины (или середина интервала перфорации), м;
P_ж - давление жидкости на забой в затрубном пространстве определяется величиной отрезка 3-4 (фиг. 1), Па;
ρ_ж- плотность пластового флюида в забойных условиях, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с.

Зная значение l_р.о, расчетный объем жидкости, который может быть поднят на поверхность за один цикл работы установки плунжерного лифта, определяют по выражению

где V_ж - объем жидкости, поднимаемый на поверхность за один цикл,
P_г - давление газа в затрубном пространстве, совершающего работу по подъему жидкости на поверхность; определяется величиной отрезка 2-3 (фиг. 1), МПа;
P_б - давление на буфере скважины, МПа;
3.13 - постоянная, характеризующая суммарные потери давления на подъем собственно плунжера и преодоление атмосферного давления, МПа;
P_v и P_тж - эмпирические параметры, характеризующие при подъеме единицы объема жидкости соответственно давление и потери на трение, МПа/м³;
K - эмпирический параметр, учитывающий потери давления от трения при подъеме по лифтовым трубам газа, м.

Прирост давления столба жидкости на забое скважины, соответствующий объему V_ж при заполнении свободного пространства скважины, определяется

где Δ P_ж - прирост давления столба жидкости. Па;
F_кп и F_Т - соответственно площадь затрубного пространства скважины и внутреннего канала в лифтовых трубах, м².

Время одного цикла, равное времени притока по условию достижения прироста давления Δ P_ж, находят из соотношения

где T - время цикла работы установки плунжерного лифта, мин;
t_4-4' - интервал времени, определенный по разности координат точек 4 и 4' мин (фиг. 1);
Δ P_3-3' - перепад давления, определенный по разности координат точек 3 и 3', МПа (фиг. 1).

В качестве примера приведем результаты исследования скважины N 24226 Уренгойского месторождения и расчет основных параметров работы установки плунжерного лифта.

В скважину на забой был спущен манометр АМТ - 07, на устье давление регистрировалось манометром типа МСУ. Интервал времени, в течение которого записывалось изменение давления в скважине с закрытым устьем, составил порядка 21 ч.

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 следующие:
эксплуатационная колонна - диаметр 168 мм, толщина стенки 10 мм;
лифтовые трубы НКТ - диаметр 73 мм, толщина стенки 5,5 мм;
середина интервала перфорации - 2978 м;
площадь кольцевого пространства скважины - 130·10^-4 м²;
площадь внутреннего канала лифтовых труб - 30·10^-4 м²;
пластовое давление - 17,5 МПа;
диапазон изменения депрессии - 7,0-10,0 МПа;
давление на буфере - 2,5 МПа;
плотность пластового флюида в пластовых условиях - 640 кг/м³;
эмпирические постоянные для труб НКТ 73;
(P_v + P_тж) = 102 МПа/м³; K=45000 м
Выполнив необходимые построения, находим, что давление жидкости и газа в затрубном пространстве при минимальной депрессии соответственно равны: P_ж = 6,1 МПа (отрезок 3-4), P_г = 4,4 МПа (отрезок 2-3). Ординаты точек 3 и 3' составляют соответственно 6,1 и 4,7 МПа, а время в точках 4 и 4' - 1225 и 570 мин.

Глубина расположения рабочего отверстия

Объем жидкости, который может быть поднят на поверхность за один цикл

Прирост давления столба жидкости на забой скважины

Время одного цикла

Суточное количество циклов

и корректируется на скважине с учетом реальной скорости перемещения плунжера.

Применение этого способа позволило запустить скважину в работу с постоянной подачей газа. При этом сохранены условия для вызова притока, что невозможно было реализовать с применением прототипа. Время одного цикла было увеличено до 70 мин в связи с замедленным прохождением плунжера интервала отложения парафинов.

Кроме скважины N 24226 предлагаемый способ апробирован на нефтяных скважинах NN 20376, 20371, 20375, 20391, 20445, 20333 и 6800 Уренгойского газоконденсатного месторождения. Расчетные параметры работы скважин подтверждаются результатом их освоения. При этом в среднем на 25-27% сократилось время вывода скважин на режим и полностью были исключены повторные работы, связанные с применением установок для капитального ремонта.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при газлифтной эксплуатации скважин, оборудованных установками плунжерного лифта. Скважину останавливают, трубное и затрубное пространства сообщают на устье. Снижают уровень жидкости на величину, допустимую из условия создания максимальной депрессии на пласт. Регистрируют забойное и устьевое давления в трубном и затрубном пространствах. По разности графиков забойного и устьевого давлений строят кривую притока жидкости. Задаваясь депрессией на пласт, рассчитывают параметры работы скважины, в частности глубину расположения рабочего отверстия и объем жидкости, поднимаемый за цикл работы установки плунжерного лифта. Предложенный способ позволяет моделировать условия работы пласта в процессе исследования скважин. 2 ил.

Способ исследования скважин, включающий остановку, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважин, отличающийся тем, что в скважинах, оборудованных установками плунжерного лифта, трубное и затрубное пространство сообщают на устье, снижают уровень жидкости на допустимую величину, строят 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.