Способ определения скорости звука в затрубном пространстве скважины Российский патент 2023 года по МПК E21B47/00 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оценки скорости звука в затрубном пространстве.

Существует два подхода к определению скорости звука в затрубном пространстве: экспериментальный и теоретический. В каждом из подходов реализуются различные способы по оценке скорости звука в затрубном пространстве отличающиеся друг от друга.

Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве с помощью уровнемеров по отражению сигнала от единичной неоднородности (репера) (Гауе П.О., Лавров В.В., Налимов Г.П., Семенчук В.Е. Определение скорости звука в газовой среде скважин диагностическим комплексом «СиамМастер 2С» // Нефтяное хозяйство, -2001, - №10. - С. 76-78). Способ включает следующие этапы. Если в скважине отсутствуют неоднородности (нет пакера, диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) одинаковый и т.д.), то опускается репер на заданную глубину, играющий роль отражающей границы. Если в скважине имеется неоднородность (есть пакер, расширение НКТ), то в качестве репера задается данная неоднородность, причем необходимо знать ее глубину нахождения. Далее создается акустический сигнал, который отражается от репера и возвращается обратно в прибор. По заданной глубине и измеренному времени определяется скорость звука в газе. Недостатком данного способа является невозможность определения скорости звука в некоторых скважинах, ввиду либо отсутствия в них репера, либо скрытия репера под уровнем жидкости или пены. Также невысокая точность определения скорости звука данным способом возникает из-за того, что в некоторых случаях реперы устанавливают близко к устью скважины и определяется скорость звука газа в верхней части межтрубного пространства, хотя ее среднее значение в межтрубном пространстве, как правило, больше, а величина существенно меняется по глубине.

Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве с помощью газового акустического резонатора (Фархуллин Р.Г. и др. Скорость звука в газе межтрубного пространства скважин // Нефтяное хозяйство, - 2000, - №7. - С. 55-58). Способ включает следующие этапы. Производится отбор газа из устья затрубного пространства в емкость прибора, в котором по торцам расположены акустические датчики. Посылается сигнал от первого датчика ко второму и замеряется время приема сигнала. По известному расстоянию между датчиками и временем приема сигнала определяется скорость звука в газе. Недостатком данного способа является низкая точность определения скорости звука ввиду отличного от затрубного пространства давления и температуры, которые существенно влияют на скорость звука, а также отбор газа на устье скважины, который не может характеризовать весь газ в межтрубном пространстве из-за существенно меньшего объема пробы по сравнению с объемом газа в межтрубном пространстве скважины.

Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве с помощью волномера и шланга высокого давления (Смирнов А.В. Волнометрический метод измерения уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин с адаптацией к параметрам затрубного пространства: специальность 05.11.13 «Приборы и методы контроля природной среды, вещества, материалов и изделий / Смирнов Алексей Владимирович; Казанский государственный технический университет им. А. Н. Туполева. - Йошкар-Ола, 2009. - 139 с. - Библиогр.: с. 23-24.). Способ включает следующие этапы. На волномер дополнительно присоединяют шланг высокого давления известной длины с запорным устройством на конце. Далее открывается запорное устройство и заменяется воздух в шланге затрубным газом. Закрывается запорное устройство и с помощью волномера возбуждают акустические волны в шланге для формирования в нем затухающих стоячих волн, причем на длину шланга необходимо уложить половину длины волны, период которой определяется скоростью распространения звуковой волны. По известному периоду звуковой волны и длины шланга определяется скорость звука в газе.

Недостатком данного способа является низкая точность определения скорости звука, поскольку отбор газа проводится на устье скважины, который не характеризует весь газ в межтрубном пространстве. Также недостатком данного способа является низкая оперативность и высокая стоимость исследований.

Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве методом эхолокации муфт (Патент РФ №2199005 С1, опуб. 20.02.2003). Способ включает следующие этапы. Прибор измеряет эхосигнал в затрубном пространстве скважины. Программное обеспечение прибора анализирует эхосигнал и выделяет на нем отражения от муфт и оценивает между ними временные промежутки. По известным длинам НКТ вычисляется распределение скорости звука и определяется средняя скорость в затрубном пространстве скважины.

Недостатком данного способа является большая погрешность определения скорости звука из-за низкого качества полученных данных (зашумленность) ввиду разной длины между муфтами НКТ, невысокого радиуса исследования при определении средней величины скорости, где значение скорости звука может, как в предыдущих случаях, отличаться от среднего значения скорости в межтрубном пространстве.

Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве методом акустического сигнала (Патент РФ №2447280 С1, опуб. 10.04.2012). Способ включает следующие этапы. Для начала формируют импульсный акустический сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве. Далее принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал и преобразуют его в электрический сигнал. Оценивается время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Затем электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы. По построенному графическому изображению определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. И наконец, определяется скорость звука как удвоенное произведение значения частоты на расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы.

Недостатком данного способа является его невысокая точность ввиду искажения и потери сигналов для глубин более 1500 м.

Известен теоретический способ определения скорости звука в затрубном пространстве, основанный на классическом законе распространения звуковой волны в идеальном газе (Ландау Л., Лившиц Е.М. Теоретическая физика. Гидродинамика: ФИЗМАТЛИТ. - Москва, 2001. - С.349-432). Способ предполагает по заданному компонентному составу газа определение средней температуры Т вдоль ствола скважины, молярной массы Ми показателя адиабаты у затрубного газа. По формуле (1):

определяется скорость звука и в газе. Однако авторами работы (Махота Н.А., Давлетбаев А.Я., Бикбулатова Г.Р., Сергейчев А.В., Ямалов И.Р. Повышение точности определения забойного давления методом эхометрирования // Нефтяное хозяйство. - 2014. - С. 48-50.) показано, вследствие изменения фазового состояния газовой смеси в затрубном пространстве, геометрического градиента по длине и абсолютного значения давления в затрубе скважин, скорость звука по стволу скважин непостоянна и изменяется по стволу скважины в зависимости от термобарических условий и компонентного состава газа.

Недостатком данного способа является невозможность определения скорости звука при отсутствии данных компонентного состава газа, а при их наличии низкая точность, поскольку состав затрубного газа неоднороден и изменяется в зависимости от глубины. Также формула (1) выведена для идеального газа, когда как поведение затрубного газа представляет собой реальный газ.

Известен теоретический способ определения скорости звука для совершенного газа с учетом диссипации энергии и теплопроводности (Воронков С.С.Зависимость скорости звука в потоке вязкого газа от различных факторов. Сборник трудов XVI сессии Российского акустического общества // М: ГЕОС. - 2005. - Т. 1. - с. 262-265). Способ включает расчет скорости звука по формуле (2):

где υ₀ - адиабатное и изоэнтропное значение скорости звука, Ф - функция, учитывающая диссипацию энергии и теплообмен; Т - температура газа; V - вектор скорости газа с проекциями u, v, w на оси декартовой системы координат х, у, z соответственно; X - коэффициент теплопроводности; μ - коэффициент динамической вязкости газа; t - время, р и ρ - давление и плотность газа.

Недостатком данного способа является невысокая точность ввиду того, что формула (2) выводится для совершенного газа. Это неприемлемо для скважин с динамическим уровнем более 1000 м, т.к. необходимо использовать реальный газ, в т.ч. учитывать фазовые переходы.

Известен теоретический способ определения скорости звука в затрубном пространстве, основанный на классическом законе распространения звуковой волны в реальном газе (Учет коэффициента сепарации и скорости звука в затрубном пространстве при расчете забойного давления / А.С. Маргарит, И.А. Жданов, А.П. Рощектаев, Р.А. Гималетдинов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №12. - С. 62-65.). Способ включает расчет скорости звука υ по формуле (3):

где производную определяют из уравнения Пенга - Роббинсона для реального

газа, с_р - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, с_V - удельная теплоемкость газа при постоянном объеме. Компонентный состав газа определяют из полученных корреляционных зависимостей между компонентами газа и его относительной плотности. Недостатком данного способа является невысокая точность определения скорости звука ввиду применения корреляционных зависимостей для оценки компонентного состава затрубного газа, который еще меняется с высотой, а также осреднения некоторых параметров путем определения среднего арифметического с весовыми коэффициентами по мольным долям.

Задачей изобретения является разработка способа определения скорости звука в затрубном пространстве скважины, в котором устранены недостатки аналогов.

Техническим результатом изобретения является повышение точности определения скорости звука в затрубном пространстве скважины при отсутствии данных по составу газа и без проведения промысловых измерений скорости звука.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения скорости звука в затрубном пространстве скважины проводят отбор проб нефти из скважины; проводят измерение по определению времени отклика сигнала от границы газонефтяного контакта (ГНК); определяют PVT-свойства пластовой нефти: мольные доли компонент пластовой нефти по результатам хроматографии, газосодержание, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении, плотность нефти и газа в стандартных условиях по результатам однократного разгазирования, давление насыщения, плотность и коэффициент сжимаемости пластовой нефти по результатам контактного разгазирования и молярную массу тяжелой фракции нефти; проводят регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга - Робинсона (Michelsen М. L. Multiphase isenthalpic and isentropic flash algorithms // Fluid phase equilibria. - 1987. - №33. - p. 13-27) определяют среднюю температуру и среднее давление затрубного газа; определяют компонентный состав затрубного газа, используя алгоритм равновесной вспышки; определяют молярную массу газа, теплоемкости газа при постоянном давлении и при постоянном объеме; определяют скорость звука в затрубном пространстве скважины в начальном приближении по формуле (4):

где производную определяют из уравнения Пенга - Роббинсона для реального газа, c_р - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, c_v - удельная теплоемкость газа при постоянном объёме; далее определяют примерное значение динамического уровня по формуле (5):

где υ_Cp - средняя скорость звука в начальном приближении, определенная на предыдущем этапе способа, τ_откл - время отклика акустического сигнала; рассчитывают среднее давление затрубного газа р_cp по формуле (6):

где р_усть - давление на устье скважины затрубного пространства, R - универсальная газовая постоянная; t_cp - средняя температура затрубного газа; M_g - молярная масса затрубного газа, g - ускорение свободного падения, Н_дин - динамический уровень, и если полученное значение среднего давления отличается от предыдущего значения, то заново выполняют алгоритм равновесной вспышки с новым значением среднего давления газа до тех пор, пока новое значение и предыдущее не совпадут с точностью 0,001 бар; определяют давление и температуру газа в точке ГНК; разбивают затрубное пространство на множество X равноудаленных точек; в каждой точке затрубного пространства определяют температуру и давление газа; в каждой точке проводят алгоритм равновесной вспышки для компонентного состава газа, рассчитанного в предыдущей точке затрубного пространства; определяют в каждой точке компонентный состав затрубного газа, молярную массу, теплоемкости при постоянном давлении и при постоянном объеме, производную давления от плотности при постоянной температуре; рассчитывают скорость звука в каждой точке; определяют среднее значение скорости звука и_Ср по всему затрубному пространству по формуле (7):

где υ₀ - скорость звука в точке ГНК, υ_X-1 - скорость звука на устье, υ_i - скорость звука в i-й точке.

При этом в качестве PVT-свойств нефти используют ранее определенные PVT-свойства нефти из данной скважины.

При этом в качестве PVT-свойств нефти используют PVT-свойства нефти из скважин ближайшего окружения.

При этом в качестве PVT-свойств нефти используют PVT-свойства нефти группы пластов рассматриваемого месторождения.

При этом в качестве PVT-свойств нефти дополнительно используют газосодержание, объемный коэффициент нефти, плотность нефти, z-фактор и объемный коэффициент газа, определяемые по результатам дифференциального разгазирования.

При этом в качестве примерного значения динамического уровня, используют значения динамического уровня, определяемый по данным технического режима работы скважины.

Предлагаемое изобретение осуществляется следующим образом.

1. В исследуемой скважине проводят отбор проб нефти.

2. Проводят измерение эхограммы в скважине, по которой определяют время отклика Тоткл сигнала.

3. Отобранные пробы направляют в лабораторию для определения PVT-свойств нефти по результатам хроматографии, однократного и контактного разгазирований. По результатам хроматографии определяют мольные доли компонент пластовой нефти z_i. По результатам однократного разгазирования определяют газосодержание R_s, объемный коэффициент при пластовом давлении В₀, плотность нефти ρ_cen и газа ρ_г в стандартных условиях. По результатам контактного разгазирования определяют давление насыщения p_нас, плотность ρ_пл и коэффициент сжимаемости пластовой нефти с₀.

4. По полученному компонентному составу нефти определяют молярную массу тяжелой фракции пластовой нефти по формуле:

где М - молярная масса пластовой нефти, Mi - молярная масса i-й компоненты, N - число компонент, z_i - мольная доля i-й компоненты.

5. Проводят регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга - Робинсона:

где р - давление, R - универсальная газовая постоянная, V_m - молярный объем, Т - температура. Параметры а, b, с определяются так, что с помощью уравнения состояния получают результаты, которые дают минимальное рассогласование с результатами лабораторных исследований.

5.1. Для определения параметров а, b, с изначально проводят подбор коэффициента бинарного взаимодействия между метаном и тяжелой фракцией, чтобы теоретическое значение давления насыщения совпадало с результатом лабораторных экспериментов.

5.2. Изменяя критическую температуру, критическое давление, ацентрический фактор и параметр с (поправка Пенелу) компонентов нефти добиваются минимального рассогласование результатов однократного, контактного и дифференциального разгазирования с теоретическими значениями, полученными с помощью формулы (9).

5.3. Уравнение состояние считается успешно настроенным, если отклонение теоретических результатов от лабораторных не превышают следующих значений: давление насыщения - не более 0,5%, газосодержание, плотность пластовой нефти, плотность дегазированной нефти - не более 3%, остальные параметры - не более 5%. В случае невыполнения данных условий проводится повторный регрессионный анализ, начиная с п. 5.1.

6. Рассчитывают среднюю температуру затрубного газа по формуле (10):

где t_усть - температура газа на устье скважины затрубного пространства, t_пл - температура пласта.

7. Среднее давление затрубного газа принимают равным устьевому р_ср=р_усть.

8. Выполняют алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти для средних значений термобарических условий (ТБУ) затрубного пространства с целью определения компонентного состава затрубного газа. Если образовалось две фазы - жидкая и газовая, свойства определяются только по газовой фазе. В полученном газе определяют теплоемкости при постоянном давлении и объеме по известным формулам [Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002. - 575 с.], молярную массу затрубного газа, а также производную давления по плотности при постоянной температуре определяют по формуле (11):

где Т=t_ср+273,15 средняя температура затрубного газа, - плотность затрубного газа, V_m - молярный объем, определяемый из уравнения (7) при условии p=p_ср.

9. По формуле (4) определяют среднюю скорость звука в начальном приближении.

10. Определяют примерный динамический уровень по формуле (5):

11. Рассчитывают среднее давление затрубного газа по формуле (6):

12. Повторяют действия, описанные пп. 8-11, до тех пор, пока абсолютная разность между текущим средним давлением и предыдущим будет меньше 0,001 бар.

13. Определяют давление газа в точке ГНК по формуле (12):

где температуру газа в точке ГНК принимают равной пластовой t_ГНК=t_пл.

14. Все затрубное пространство разбивают на множество X точек расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга, равном где будут определяться скорости звука, причем начальная точка - граница ГНК, конечная точка - устье затрубного пространства.

15. Рассчитывают температуру газа в каждой точке затрубного пространства по формуле (13):

16. Рассчитывают давление p_i, в каждой точке затрубного пространства по формуле (14):

17. Выполняют алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти для значений ТБУ затрубного пространства в начальной точке (точка ГНК). Определяют мольные доли компонентного состава затрубного газа, его молярную массу M_g, теплоемкости при постоянном давлении и объеме по известным формулам, а также производную давления по плотности при постоянной температуре по формуле (11), где

18. Повторяют действия по п. 17 для всех точек затрубного пространства, а именно последовательно выполняют алгоритм равновесной вспышки для затрубного газа, полученного в предыдущей точке для значений ТБУ затрубного пространства в текущей точке, до тех пор, пока не будут определены свойства газа в конечной точке, т.е. на устье скважины.

19. Определяют скорость звука в каждой точке затрубного пространства по формуле (4).

20. Рассчитывают среднее значение скорости звука υ_ср по формуле (7):

Для получения более достоверных результатов по определению скорости звука в затрубном пространстве используют PVT-свойства нефти, полученные в результате дифференциального разгазирования: газосодержание R_sd, объемный коэффициент нефти B_od, плотность нефти р, z-фактор и объемный коэффициент газа B_gd.

Данный способ определения скорости звука в затрубном пространстве можно применять при следующих условиях:

1. Не проведены отборы проб нефти в данной скважине.

В этом случае используют данные пробы, отобранной ранее на исследуемой скважине, либо на соседней скважине. В случае отсутствия проб используют PVT-свойства, принятые для текущего пласта или группы пластов.

2. В качестве примерного значения динамического уровня используют значения динамического уровня по данным технического режима работы скважины и пп. 5, 10 пропускают. Если данные технического режима работы скважины отсутствуют, то давление во всех точках затрубного пространства принимают равным устьевому.

3. Не измерено (не задано) устьевое давление.

В этом случае устьевое давление принимают равным 15 бар, как среднее значение устьевого давления, измеренного по более 300 скважинам.

4. Не измерена (не задана) устьевая температура.

В этом случае устьевую температуру принимают равной 20°С, либо равной среднегодовой температуре воздуха в данном регионе. - Пример конкретного выполнения.

Практическая реализация предлагаемого способа рассмотрена на промысловых данных по более 100 скважинам, расположенным в трех регионах, где имелись данные по PVT-свойствам нефти, в которых скорость звука была определена методом эхолокации.

Рассмотрим пример расчета скорости звука по предлагаемому способу на скважине «ХХХ3» месторождения «Б2», региона «Ю». Пластовая температура t_пл=78°С, пластовое давление р_пл=243 бар, затрубное давление на устье скважины р_усть=22,8 бар, затрубная температура на устье скважины t_усть=12°С.

1. В скважине «ХХХ3» месторождения «Б2» провели отбор проб нефти.

2. Отобранные пробы направили в лабораторию. По результатам хроматографии определили мольные доли компонент пластовой нефти, которые представлены в таблице 1.

Определили молярную массу пластовой нефти М=160 г/моль. По результатам однократного разгазирования определили: газосодержание Rs=46,4 м³/м³, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении В₀=1,091, плотность нефти в стандартных условиях р_Сеп=0,8689 г/см³, плотность газа в стандартных условиях ρ_г=0,936 кг/м³. По результатам контактного разгазирования определили: давление насыщения р_нас=84,8 бар, плотность пластовой нефти р_пл=0,8269 г/см³, коэффициент сжимаемости пластовой нефти Со=0,0011 1/МПа. По результатам дифференциального разгазирования определили: газосодержание, объемный коэффициент нефти, плотность нефти, z-фактор и объемный коэффициент газа для 8 ступеней разгазирования. Данные лабораторных исследований представлены в таблице 2.

3. По формуле (8) определили молярную массу тяжелой фракции нефти используя компонентный состав М_с=237,67 г/моль.

4. Провели регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга -Робинсона.

4.1. Подобрали коэффициент бинарного взаимодействия между метаном и тяжелой фракцией так, что теоретическое значение давления насыщения практически совпадало с результатом лабораторных экспериментов.

4.2. Изменяя критическую температуру, критическое давление, ацентрический фактор и параметр с (поправка Пенелу) компоненты С₆₊ добились минимального рассогласования результатов однократного, контактного и дифференциального разгазирования с теоретическими значениями, полученными с помощью формулы (9).

4.3. Отклонение теоретических результатов от лабораторных не превышают рекомендуемые значения. Следовательно, параметры уравнения состояния определены в допустимом интервале: а=1,264 Па м⁶/моль², b=0,0841 м³/кмоль, с=4,63 см³/(кмоль⋅К).

5. Провели измерение эхограммы в скважине, по которой определили время отклика сигнала τ_откл=8,302 с.

6. Рассчитали среднюю температуру затрубного газа по формуле (10):

7. Среднее давление затрубного газа принимаем равным устьевому

р_ср=р_усть=22,8 бар.

8. Выполнили алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти для средних значений ТБУ (р_ср=22,8 бар, t_cp=45°С) затрубного пространства. Образовалось две фазы - жидкая и газовая. В полученном газе определили теплоемкости при постоянном давлении и объеме: с_р=2232 Дж/(кг⋅К), c_v=1786 Дж/(кг⋅К), молярную массу затрубного газа M_g=24,56 г/моль. По формуле (7) определили молярный объем V_m=1,0945 м³/кмоль, а затем плотность газа ρ_g=22,442 кг/м³. По формуле (11) нашли производную давления по плотности при постоянной температуре:

9. По формуле (4) определили среднюю скорость звука в начальном приближении υ_ср=346,5 м/с.

10. По формуле (5) определили примерный динамический уровень Н_дин=1438,1 м.

11. Рассчитали среднее давление в затрубном пространстве по формуле (6) р_ср=24,4 бар.

12. Т.к. предыдущее среднее давление отличается от полученного на более, чем приняли за новое среднее давление р_ср=24,4 бар и провели новые расчеты с п. 8. После 5 итераций среднее давление предыдущего и текущего значения отличаются на менее 0,001 бар. Зафиксировали среднее значение молярной массы затрубного газа M_g и динамический уровень Н_дин.

14. Все затрубное пространство разбили на 11 точек, расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга, равном где будут определяться скорости звука.

15. Рассчитали температуру в каждой точке затрубного пространства по формуле (13). Результаты представлены в таблице 3.

16. Рассчитали давление в каждой точке затрубного пространства по формуле (14). Результаты представлены в таблице 4.

17. Выполнили алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти, для значений ТБУ затрубного пространства в начальной точке на ГНК. Определили мольные доли компонентного состава затрубного газа, его молярную массу M_g=29,16 г/моль, теплоемкости при постоянном давлении с=2277 Дж/(кг⋅К) и объеме c_v=1806 Дж/(кг⋅К), а также производную давления по плотности при постоянной температуре где Т=t₁₀+273,15, р=р₁₀. Состав газа представлен в таблице 5.

18. Последовательно выполняли алгоритм равновесной вспышки для затрубного газа, полученного в предыдущей точке, для значений ТБУ затрубного пространства в

текущей точке (например, Т=t₉+273,15, р=p₉), Процесс повторяли до конечной точки (Т=t₀+273,15, р=р₀), т.е. до устья скважины.

19. Определили скорость звука в каждой точке затрубного пространства по формуле (4). Результаты представлены в таблице 6.

20. По формуле (7) рассчитали среднее значение скорости звука υ_ср=355,8 м/с.

В таблице 7 приведена часть результатов сравнения пары значений скорости звука в затрубном пространстве скважины, полученные предлагаемым способом и полученные в ходе непосредственного измерения, которое требует наличия измерительного инструмента. При сравнении результаты делились на 4 группы: первая группа - скважины, в которых одновременно проводился отбор проб и осуществлялся промысловый замер скорости звука; вторая группа - скважины, в которых проводилось измерение скорости звука, но пробы отбирались на соседней скважине (расстояние между соседними скважинами составляло до 2-4 км); третья группа - скважины, в которых проводился замер скорости звука, но использовались PVT-свойства (давление насыщения, газосодержание, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент нефти, коэффициент сжимаемости нефти), принятые в целом для пласта рассматриваемого месторождения; четвертая группа - скважины, в которых проводилось промысловое измерение ркорости звука, но использовались PVT-свойства (давление насыщения, газосодержание, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент нефти, коэффициент сжимаемости нефти) группы пластов месторождения. В результате сравнения среднего значения скорости звука в затрубном пространстве, полученного предлагаемым способом и значения скорости звука, определенного с помощью метода эхолокации, средние отклонения со_ср теоретических значений от непосредственных измерений скорости звука следующие: для первой группы - 1,4%, для второй группы - 3,9%, для третьей группы - 6,2%, для четвертой группы 13,8%. Поэтому для более корректной оценки скорости звука в затрубном пространстве желательно использовать пробы исследуемой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при расчете забойного или пластового давления в процессе эксплуатации скважины посредством определения скорости звука в затрубном пространстве скважины. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения скорости звука в затрубном пространстве скважины при отсутствии данных по составу газа и без проведения промысловых измерений скорости звука. Заявлен способ определения скорости звука в затрубном пространстве скважины, в котором проводят отбор проб нефти из скважины, определяют время отклика сигнала от границы газонефтяного контакта (ГНК) и PVT-свойства пластовой нефти: мольные доли компонент пластовой нефти по результатам хроматографии, газосодержание, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении, плотность нефти и газа в стандартных условиях по результатам однократного разгазирования, давление насыщения, плотность и коэффициент сжимаемости пластовой нефти по результатам контактного разгазирования и молярную массу тяжелой фракции нефти. Затем проводят регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга - Робинсона; определяют среднюю температуру и среднее давление затрубного газа; определяют компонентный состав затрубного газа, используя алгоритм равновесной вспышки; определяют молярную массу газа, теплоемкости газа при постоянном давлении и при постоянном объеме; приближенно определяют скорость звука в затрубном пространстве скважины; определяют примерное значение динамического уровня; рассчитывают среднее давление затрубного газа р_ср по приведенной в материалах формуле (6). Далее если полученное значение среднего давления отличается от предыдущего значения, то заново проводят алгоритм равновесной вспышки с новым значением среднего давления газа до тех пор, пока новое значение и предыдущее не совпадут с точностью 0,001 бар. Затем определяют давление и температуру газа в точке ГНК; разбивают затрубное пространство на множество X равноудаленных точек. В каждой точке затрубного пространства определяют температуру и давление газа. В каждой точке проводят алгоритм равновесной вспышки для компонентного состава газа, рассчитанного в предыдущей точке затрубного пространства. Определяют в каждой точке компонентный состав затрубного газа, молярную массу, теплоемкости при постоянном давлении и при постоянном объеме, производную давления от плотности при постоянной температуре. Рассчитывают скорость звука в каждой указанной точке и определяют среднее значение скорости звука υ_ср по всему затрубному пространству по приведенной в материалах формуле (7). 5 з.п. ф-лы, 7 табл.

1. Способ определения скорости звука в затрубном пространстве скважины, в котором проводят отбор проб нефти из скважины; проводят измерение по определению времени отклика сигнала от границы газонефтяного контакта (ГНК); определяют PVT- свойства пластовой нефти: мольные доли компонент пластовой нефти по результатам хроматографии, газосодержание, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении, плотность нефти и газа в стандартных условиях по результатам однократного разгазирования, давление насыщения, плотность и коэффициент сжимаемости пластовой нефти по результатам контактного разгазирования и молярную массу тяжелой фракции нефти; проводят регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга - Робинсона; определяют среднюю температуру и среднее давление затрубного газа; определяют компонентный состав затрубного газа, используя алгоритм равновесной вспышки; определяют молярную массу газа, теплоемкости газа при постоянном давлении и при постоянном объеме; определяют скорость звука в затрубном пространстве скважины в начальном приближении по формуле

где производную определяют из уравнения Пенга - Роббинсона для реального газа, c_р - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, c_v - удельная теплоемкость газа при постоянном объёме;

далее определяют примерное значение динамического уровня по формуле

где υ_Cp - средняя скорость звука в начальном приближении, определенная на предыдущем этапе способа, τ_откл - время отклика акустического сигнала;

рассчитывают среднее давление затрубного газа р_cp по формуле

где р_усть - давление газа на устье скважины затрубного пространства, R - универсальная газовая постоянная; t_cp - средняя температура затрубного газа; M_g - молярная масса затрубного газа, g - ускорение свободного падения, Н_дин - динамический уровень, и если полученное значение среднего давления отличается от предыдущего значения, то заново проводят алгоритм равновесной вспышки с новым значением среднего давления газа до тех пор, пока новое значение и предыдущее не совпадут с точностью 0,001 бар; определяют давление и температуру газа в точке ГНК; разбивают затрубное пространство на множество X равноудаленных точек; в каждой точке затрубного пространства определяют температуру и давление газа; в каждой точке проводят алгоритм равновесной вспышки для компонентного состава газа, рассчитанного в предыдущей точке затрубного пространства; определяют в каждой точке компонентный состав затрубного газа, молярную массу, теплоемкости при постоянном давлении и при постоянном объеме, производную давления от плотности при постоянной температуре; рассчитывают скорость звука в каждой точке; определяют среднее значение скорости звука υ_ср по всему затрубному пространству по формуле

где υ₀ - скорость звука в точке ГНК, υ_Х-1 - скорость звука на устье, υ_i - скорость звука в i-й точке.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве PVT-свойств нефти используют ранее полученные РVТ-свойства нефти из данной скважины.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве РVТ-свойств нефти используют РVТ-свойства нефти из скважин ближайшего окружения.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве РVТ-свойств нефти используют РVТ-свойства нефти группы пластов рассматриваемого месторождения.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве РVТ-свойств нефти дополнительно используют газосодержание, объемный коэффициент нефти, плотность нефти, z-фактор и объемный коэффициент газа, определяемые по результатам дифференциального разгазирования.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве примерного значения динамического уровня используют значения динамического уровня, определяемые по данным технического режима работы скважины.