Способ определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине Российский патент 2023 года по МПК E21B47/06 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к выбору и контролю режима работы добывающей скважины, обеспечивающего максимальный её дебит.

При снижении забойного давления в добывающих скважинах происходит закономерное снижение продуктивности скважины, обусловленное возрастанием напряженного состояния коллектора, уменьшение фазовых проницаемостей воды и нефти в связи с разгазированием продукции и другими факторами. При значительном снижении забойного давления в большинстве случаев возникает максимум дебита, которому соответствует предельное давление, ниже которого забойное давление в добывающей скважине снижать нецелесообразно. В связи с этим существует необходимость определения предельного давления для выбора режима работы скважины.

Наиболее близким аналогом по технической сущности является способ определения предельного давления и максимального дебита, включающий замер фактического значения забойного давления в скважине, замер дебита скважины на установившихся режимах фильтрации, построение индикаторной диаграммы (Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Раздел 5. Подраздел 4.4. Издание в 2 т. Москва. ВНИИОЭНГ, 1995-Т.1.- с. 339-340). В процессе работы скважины выполняют исследования, при которых замеряют забойное давление и дебит скважины на разных режимах, строят индикаторную диаграмму (фиг. 1). Анализируют зависимость изменения дебита от забойного давления. Визуально определяют предельное забойное давление при максимальном дебите на индикаторной диаграмме. Выбирают экономически целесообразный режим добычи изменением забойного давления с учетом предельно допустимого значения забойного давления.

Данные исследования являются трудоемкими и требуют значительных затрат времени, что в первую очередь вызвано длительностью выхода скважины на псевдоустановившийся режим, особенно для малопродуктивных скважин. В связи с этим ни в одной из отечественных нефтяных компаний данные исследования массово не проводят.

Недостатками способа являются высокая трудоемкость исследования и значительные затраты времени на его проведение, вызванные длительностью выхода скважины на псевдоустановившийся режим, увеличивающие время вывода скважины на режим максимального дебита, без знания, полученного расчетным путем, предельного забойного давления невозможно получить точно максимальный дебит скважины.

Техническим результатом предложения является повышение эффективности за счет упрощения способа определения предельного давления для каждой скважины, снижения трудоемкости и затрат времени на выполнение способа путем уменьшения количества режимов работы скважины, расширения возможности применения способа для больших групп скважин, а также расширение арсенала способов определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине.

Технический результат достигается способом определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине, включающим замер фактического значения забойного давления в скважине и замер дебита скважины, определение предельного забойного давления, регулирование режима работы скважины изменением забойного давления.

Новым является то, что периодически снимают показания дебита и забойного давления при работе скважины, снижают забойное давление изменением режима работы насосного оборудования скважины, выводят скважину на псевдоустановившийся режим и вновь снимают показания дебита и забойного давления, далее останавливают скважину для определения пластового давления, либо используют пластовое давление по ранее проведенным исследованиям, по полученным данным дебита и забойного давления на двух режимах работы расчитывают экстремум функции методом Брента, представляющим собой аппроксимацию трех точек параболой, соответствующий предельному забойному давлению:

где x – экстремум функции,

b, a, c – абсциссы трех точек (давления),

f(b), f(c), f(a) – соответствующие ординаты трех точек (дебиты),

затем производят расчет дебита с учетом изменяющейся продуктивности скважины по уравнению прямой для двух точек продуктивности, соответствующих двум режимах эксплуатации скважины:

где

Р – продуктивность,

Рзi – забойное давление,

Рпл – пластовое давление,

Рпр – предельное забойное давление,

Q – дебит скважины по жидкости, индекс i относится к 1, 2 и выбранному режимам,

далее, подставляя рассчитанную продуктивность, определяют максимальный дебит скважины по формуле:

где Qм – максимальный дебит,

– продуктивность при предельном давлении,

Рпл – пластовое давление,

Рпр – предельное забойное давление,

по полученным значениям предельного забойного давления осуществляют вывод скважины на максимальный дебит или для построения корреляций для расчетного способа определения предельного забойного давления.

На фиг. 1 изображена зависимость дебита и продуктивности от забойного давления при снятии индикаторной диаграммы.

На фиг. 2 изображен пример определения предельного давления по трем точкам.

На фиг. 3 изображен пример использования корреляций предельного давления для скважин выбранного типа отложений.

Сущность способа заключается в следующем.

Способ определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине включает замер фактического значения забойного давления в скважине, замер дебита скважины, расчет предельного забойного давления, регулирование режима работы скважины изменением забойного давления.

Упростить задачу определения предельного забойного давления и применить её в массовом масштабе для каждой скважины можно следующим способом. Для этого необходимо иметь данные по дебитам и забойным давлениям на двух режимах эксплуатации скважины и знать пластовое давление. Периодически снимают показания дебита (1 раз в сутки) и забойного давления (манометр - 1 раз в час, эхолот – 1 раз в сутки) при работе скважины. Снижают забойное давление изменением режима работы насосного оборудования скважины, выводят скважину на псевдоустановившийся режим и вновь снимают показания дебита и забойного давления. Далее останавливают скважину для определения пластового давления, либо используют пластовое давление по ранее проведенным исследованиям.

Далее применяют метод Брента, представляющий собой аппроксимацию трех точек параболой по полученным данным дебита и забойного давления, находят экстремум функции, соответствующий предельному забойному давлению:

где x – экстремум функции,

b, a, c – абсциссы трех точек (давления),

f(b), f(c), f(a) – соответствующие ординаты трех точек (дебиты).

Затем производят расчет дебита с учетом изменяющейся продуктивности скважины (фиг. 2). Для этого используют уравнение прямой для двух точек продуктивности, соответствующих двум режимах эксплуатации скважины:

где Pl_i = Q_i/(P_пл – P_зi),

где Р_пр – предельное забойное давление,

Pl_i – продуктивность,

P_зi – забойное давление,

Рпл – пластовое давление,

Q – дебит скважины по жидкости, индекс i относится к 1, 2 и выбранному режимам,

далее, подставляя рассчитанную продуктивность, определяют максимальный дебит скважины по формуле:

где Qм – максимальный дебит,

(Pпр) – продуктивность при предельном давлении,

Pпл – пластовое давление,

Pпр – предельное забойное давление,

по полученным значениям предельного забойного давления осуществляют вывод скважины на максимальный дебит или для построения корреляций для расчетного способа определения предельного давления. Повышаются достоверность контроля и управления за работой месторождения.

Способ осуществляют в следующей последовательности. Снимают показания дебита и забойного давления при работе скважины на некотором режиме эксплуатации. Далее переводят скважину на другой режим, обычно в сторону снижения забойного давления с целью увеличения добычи, для чего изменяют режим работы насосного оборудования. Скважину выводят на псевдоустановившийся режим и вновь снимают показания дебита и забойного давления. Далее скважину останавливают для определения пластового давления, либо используют пластовое давление по ранее проведенным исследованиям согласно требуемой периодичности замеров. Полученные данные по дебитам и давлениям подставляют в формулу (1), при этом учитывают, что при пластовом давлении дебит равен нулю.

После определения предельного давления грубые ошибки (предельное давление меньше нуля или больше пластового давления) исключаются из рассмотрения. Возникновение этих ошибок определяются качеством исходным данных, а именно погрешностью замеров дебита, давлений и степенью выхода на псевдоустановившийся режим работы. Апробация данного метода показала, что обычно грубые ошибки не составляют более 20-30%. Для большинства скважин вполне возможно определить реальные предельные давления, соответствующие давлениям, полученным по индикаторной диаграмме с гораздо большим количеством экспериментальных точек.

После рассчитывают максимальный дебит для конкретной скважины по формулам (2) и (3). Полученные предельное давление и максимальный дебит являются индивидуальными для каждой из рассмотренных скважин. Данный способ возможно применять массово для больших групп скважин.

Полученное предельное давление используют для вывода скважины на максимальный дебит, либо для построения корреляций, по которым возможно расчётным способом определять предельное давление для выбранных объектов разработки (фиг. 3).

Пример конкретного выполнения.

Скважина работала на двух режимах. Известны забойные давления, дебиты и пластовое давление (таблица 1).

Таблица 1 – Режимные данные добывающей скважины

Режимы Давление,
МПа Дебит,
м³/сут Продуктивность, м³/(сут МПа) Забойное давление 1 2,5 15,0 1,2 Забойное давление 2 11,5 18,6 5,6 Пластовое давление 15,0 0

Далее применяют метод Брента, представляющий собой аппроксимацию трех точек параболой, находят экстремум функции, соответствующий предельному давлению:

где a, b, c – абсциссы трех точек (давления), f(a), f(b), f(c) – соответствующие ординаты трех точек (дебиты), x – экстремум функции.

Без знания, полученного расчетным путем, предельного забойного давления невозможно получить максимальный дебит скважины. После этого производят расчет дебита с учетом изменяющейся продуктивности скважины (фиг. 1). Для этого используют уравнение прямой для двух точек продуктивности, соответствующих двум режимах эксплуатации скважины. Уравнение расчета выглядит следующим образом:

где

здесь – продуктивность,

Р _зi – забойное давление,

Р _пл – пластовое давление,

Р _пр – предельное забойное давление,

Q – дебит скважины по жидкости, индекс i относится к 1, 2 и выбранному режимам.

Далее подставляя рассчитанную продуктивность, определяется максимальный дебит скважины по формуле:

где Qм – максимальный дебит,

(Рпр) – продуктивность при предельном давлении,

Рпл – пластовое давление,

Рпр – предельное забойное давление,

Таблица 2 – Результаты расчета оптимального режима добывающей скважины

Параметр Значение Предельное забойное давление, МПа 7,5 Максимальный дебит скважины, м³/сут 27,0

По полученным значениям предельного забойного давления без лишних затрат на исследования и в кратчайшие сроки осуществляют вывод скважины на максимальный дебит или для построения корреляций для расчетного способа определения предельного давления.

Способ позволяет повысить эффективность за счет упрощения способа определения предельного забойного давления для каждой скважины, снижения трудоемкости и затрат времени на выполнение способа путем уменьшения количества режимов работы скважины, расширения возможности применения способа для больших групп скважин, а также расширить арсенал способов определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к выбору и контролю режима работы добывающей скважины, обеспечивающего максимальный её дебит. Способ определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине включает замер фактического значения забойного давления в скважине и замер дебита скважины, определение предельного забойного давления, регулирование режима работы скважины изменением забойного давления. При этом периодически снимают показания дебита и забойного давления при работе скважины. Снижают забойное давление изменением режима работы насосного оборудования скважины. Выводят скважину на псевдоустановившийся режим и вновь снимают показания дебита и забойного давления. Далее останавливают скважину для определения пластового давления либо используют пластовое давление по ранее проведенным исследованиям. По полученным данным дебита и забойного давления на двух режимах работы по приведенному математическому выражению рассчитывают экстремум функции методом Брента, представляющим собой аппроксимацию трех точек параболой, соответствующий предельному забойному давлению. Затем по приведенному математическому выражению производят расчет дебита с учетом изменяющейся продуктивности скважины по уравнению прямой для двух точек продуктивности, соответствующих двум режимах эксплуатации скважины. По полученным значениям предельного забойного давления осуществляют вывод скважины на максимальный дебит или для построения корреляций для расчетного способа определения предельного забойного давления. Техническим результатом является повышение эффективности за счет упрощения способа определения предельного давления для каждой скважины, снижение трудоемкости и затрат времени на выполнение способа путем уменьшения количества режимов работы скважины, расширение возможности применения способа для больших групп скважин, а также расширение арсенала способов определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине. 2 табл., 3 ил.

Способ определения предельного давления и максимального дебита по результатам изменения забойного давления в скважине, включающий замер фактического значения забойного давления в скважине и замер дебита скважины, определение предельного забойного давления, регулирование режима работы скважины изменением забойного давления, отличающийся тем, что периодически снимают показания дебита и забойного давления при работе скважины, снижают забойное давление изменением режима работы насосного оборудования скважины, выводят скважину на псевдоустановившийся режим и вновь снимают показания дебита и забойного давления, далее останавливают скважину для определения пластового давления либо используют пластовое давление по ранее проведенным исследованиям, по полученным данным дебита и забойного давления на двух режимах работы рассчитывают экстремум функции методом Брента, представляющим собой аппроксимацию трех точек параболой, соответствующий предельному забойному давлению:

где x – экстремум функции,

b, a, c – абсциссы трех точек (давления),

– соответствующие ординаты трех точек (дебиты),

затем производят расчет дебита с учетом изменяющейся продуктивности скважины по уравнению прямой для двух точек продуктивности, соответствующих двум режимах эксплуатации скважины:

где

РI_i – продуктивность,

Рзi – забойное давление,

Р _пл – пластовое давление,

Р _пр – предельное забойное давление,

Q – дебит скважины по жидкости, индекс i относится к 1, 2 и выбранному режимам,

далее, подставляя рассчитанную продуктивность, определяют максимальный дебит скважины по формуле:

где Q _м – максимальный дебит,

РI (Р_пр) - продуктивность при предельном давлении,

Р _пл – пластовое давление,

Р _пр – предельное забойное давление,

по полученным значениям предельного забойного давления осуществляют вывод скважины на максимальный дебит или для построения корреляций для расчетного способа определения предельного забойного давления.