Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины Российский патент 2024 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к газодинамическим исследованиям газовых и газоконденсатных скважин.

Известен способ исследования скважин при установившемся режиме фильтрации газа [Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: в 2 ч. - Утв. ОАО «Газпром» 05.08.10. введ. 29.04.2011 / [разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ». авт. С.Н. Бузинов. Ю.Н. Васильев и др.] - М.: Газпром экспо, 2011. - 4.1. - 234 с. 4.2. - 319 с.], включающий замер дебита газа сепарации на нескольких установившихся режимах фильтрации, регистрацию устьевых и забойных давлений и температур, регистрацию кривой восстановления давления для определения пластового давления, расчет коэффициентов фильтрационных сопротивлений уравнения притока а и b на основе фактических замеренных данных по дебиту и давлениям.

Недостатками данного способа являются:

1) Низкая точность при исследовании низкопродуктивных объектов, ввиду длительной стабилизации контролируемых параметров.

2) Низкая показательность исследований скважин, работающих с минимальными депрессиями на пласт.

Наиболее близким по технической сущности, выбранным в качестве прототипа, является способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин [патент РФ №2055179, Е21В 47/00, опубл. 27.02.1996], включающий изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины и измерение устьевых и забойных параметров, при этом перед изменением режима фильтрации производят замер дебита, устьевых и забойных давлений исследуемой скважины на технологическом режиме, а изменение режима фильтрации на нестационарный производят путем остановки скважины, при этом регистрируют кривую восстановления давления на устье и на забое скважины, а коэффициент продуктивности (коэффициент фильтрационного сопротивления а, МПа²/(тыс.м³/сут)), определяют в соответствии со следующим математическим выражением:

где β' - угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления, МПа²/лог.цикл; Q₀ - дебит скважины перед остановкой скважины для записи кривой восстановления давления, тыс.м³/сут; 0,889 - коэффициент пропорциональности; R_c - радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м; R_пр._з - радиус призабойной зоны.

где х - величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м²/с; t_н.у - время восстановления начального участка кривой восстановления давления;

где V_дp - дренируемый объем, м; h - эффективная толщина вскрытых интервалов, м; t_в - время восстановления пластового давления, с.

Затем, подставляя значение коэффициента а в уравнение притока газа к скважине, определяют коэффициент и, (МПа²/(тыс.м³/сут))² по формуле:

где р_з.о - забойное давление перед остановкой скважины для записи кривой восстановления давления, МПа, р_пл - пластовое давление, МПа.

Недостатками данного способа являются:

1) Низкая точность определения значения коэффициента а, вследствие применения аналитического метода расчета, не учитывающего фактическую зависимость дебита от давления, несмотря на его превалирующую роль в создании сопротивлений процессам фильтрации, а также принятия значения радиуса контура питания равным радиусу призабойной зоны, что противоречит физическому смыслу протекания процессов сопротивления фильтрации.

2) Низкая точность определения значения коэффициента b, вследствие низкой точности предварительного определения коэффициента а, как переменной участвующей в процессе определения коэффициента b.

Задачей изобретения является создание способа определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины, позволяющего нивелировать недостатки аналога и прототипа.

Техническим результатом изобретения является повышение точности определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений и достоверности проводимых газодинамических исследований скважины в целом.

Поставленная задача и технический результат в способе определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины, включающем определение интервала перфорации скважины, внутреннего радиуса эксплуатационной колонны скважины, дебита газа и забойного давления на технологическом режиме фильтрации, изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины на нестационарный, путем остановки работы скважины, регистрацию кривой восстановления давления на устье и на забое скважины, определение пластового давления и температуры на нестационарном режиме, определение коэффициента проницаемости, коэффициента турбулентности Форшгеймера, определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений, решается тем, что перед определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений, определяют коэффициент сверхсжимаемости реального газа, на основании предварительно определенных значений приведенного давления и приведенной температуры, определяют относительную плотность газа по воздуху при стандартных условиях, коэффициент фильтрационного сопротивления b определяют по выражению:

где Т_пл - пластовая температура; β - коэффициент турбулентности Форшгеймера; ρ₀ - относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях; Z - коэффициент сверхсжимаемости реального газа; Н - суммарная мощность перфорированного интервала; R_c - внутренний радиус эксплуатационной колонны скважины.

Сущность изобретения поясняется на фиг. 1, 2. На фиг. 1 показан диагностический график кривой восстановления давления в билогарифмических координатах, используемый в специализированном программном обеспечении по обработке результатов газодинамических исследований для нахождения коэффициента проницаемости пласта. На фиг. 2 изображены индикаторные диаграммы, построенные с использованием рассчитанных значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b по трем различным методикам.

Заявленный способ реализуют следующим образом.

Перед проведением промысловых исследований, анализируя паспорт конструкции скважины, определяют значения мощности перфорированного интервала (H, м), а также внутреннего радиуса эксплуатационной колонны - R_c.

При выполнении промысловых исследований при работе скважины на стационарном (технологическом) режиме производят замер дебита газа сепарации Q_rc, тыс.м³/сут, значения забойного давления р_з, МПа.

Далее производят изменение режима работы скважины на нестационарный, путем остановки скважины, при этом производится регистрация кривой восстановления давления на устье и забое скважины.

По окончанию замера кривой восстановления давления производят замер статических параметров на забое скважины: пластового давления (р_пл, МПа) и температуры (t_пл, °С).

По результатам замеренной кривой восстановления давления производят определение коэффициента проницаемости (k, мкм²), путем обработки кривой восстановления давления в билогарифмических координатах (фиг. 1). Коэффициент проницаемости пласта рассчитывается из уравнения нестационарной радиальной фильтрации газа, для чего в специализированном программном обеспечении, позволяющем производить обработку газодинамических исследований, необходимо настроить модель изменения давлений на фактические замеренные данные и свойства дренируемой зоны пластовой системы, после чего обозначить период радиального фильтрационного потока, характеризующегося нулевым наклоном кривой производной давлений на графике.

С учетом полученного значения коэффициента проницаемости производят определение коэффициента турбулентности Форшгеймера (β, 1/м) по следующей формуле:

На основании известного состава пластового газа, определенного по результатам лабораторных исследований сепараторных проб, отобранных в процессе промысловых исследований, рассчитываются: критические давление (p_кр.см, МПа) и температура (Т_кр.см, °К) смеси:

где y_i - молярная доля компонента i в составе газовой смеси, доли ед., р_кр._i - критическое давление компонента i в составе газовой смеси, МПа, Т_кр.i - критическая температура компонента i в составе газовой смеси, °К, ρ_ст.i - плотность компонентов газовой смеси при стандартных условиях.

Параметры р_кр._i, Т_кр.i-и ρ_ст.ш являются табличными значениями и определены для каждого компонента газовой смеси, в т.ч. неуглеводородных.

Далее определяются приведенные давление (р_пр, отн.ед), и температура (Т_пр, отн.ед.) пластового газа:

На основании полученных значений определяется коэффициент сверхсжимаемости реального газа (Z, отн. ед.) по формуле Латонова-Гуревича:

С учетом рассчитанной плотности пластового газа при стандартных условиях определяется относительная плотность газа по воздуху при тех же условиях (ρ₀, отн.ед.):

На основании имеющихся данных по конструктивным особенностям скважины, фильтрационным свойствам зоны дренирования и составу пластового газа определяют коэффициент фильтрационного сопротивления (b, (МПа²/(тыс.м³/сут))²) по следующей формуле:

b=(4,08 ⋅ 10^-17)(t_пл+273,15)βρ_оZ/(Н²r_c).

Значение коэффициента фильтрационного сопротивления (а, МПа²/(тыс.м³/сут)) вычисляют, зная забойное, пластовое давления, дебит газа сепарации, а также рассчитанный коэффициент фильтрационного сопротивления b, по формуле:

Пример реализации заявленного способа.

В качестве примера представлены результаты исследований, проведенных на скважине Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Из паспорта конструкции скважины определяют следующие значения:

- H=29 м;

- R_с=0,1 м.

По результатам проведенных промысловых работ при работе скважины на стационарном (технологическом) режиме определены следующие значения:

- Q_гс=142 тыс.м³/сут;

- p_з=9,509 МПа.

По результатам обработки кривой восстановления давления в билогарифмических координатах определено значение проницаемости k, составившее 17,77⋅10^-3 мкм². С учетом этого значения определяется коэффициент турбулентности Форшгеймера:

Замеренные после окончания регистрации кривой восстановления давления статические пластовые параметры составили:

- р_пл=11,922 МПа;

- t_пл=12,5°С.

Состав пластового газа вместе с табличными значениями свойств его компонентов представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Свойства компонентов пластового газа

Компонент

Критические параметры

Критические параметры смеси газов составили:

Плотность пластового газа при стандартных условиях составила:

Приведенные параметры газовой смеси рассчитываются следующим образом:

Коэффициент сверхсжимаемости реального газа определяется по формуле Латонова-Гуревича:

Z=(0,17376 ⋅lg (1,456)+0_;73)^2,591+0,1 ⋅ 2,591=0,747 отн. ед.

Относительная плотность пластового газа по воздуху при стандартных условиях равняется:

С учетом имеющихся данных коэффициент фильтрационного сопротивления b определяется следующим образом:

Значение коэффициента а вычисляют путем подстановки всех известных значений в уравнение притока:

Таким образом, в результате расчета, выполненным согласно с заявленным способом определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины, получены следующие значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений:

а=0,273 МПа²/(тыс.м³/сут), b=64.161⋅10^-5 (МПа²/(тыс.м³/сут))².

Также с целью сравнительного анализа расчет коэффициентов фильтрационных сопротивлений был выполнен согласно способу определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин [патент РФ №2055179, Е21В 47/00, опубл. 27.02.1996], рассмотренному в качестве прототипа.

По результатам замера дебита и забойных давлений на технологическом режиме перед остановкой скважины для регистрации кривой восстановления давления и пластового давления по окончанию регистрации кривой восстановления давления, определены следующие значения технологических параметров работы скважины:

- Q_rc=142 тыс.м³/сут;

- p_з.о=9,509 МПа;

- р_пл=11,922 МПа.

По результатам обработки кривой восстановления давления в полулогарифмических координатах определены следующие значения:

- β'=0,603 МПа²/лог.цикл;

- t_н.y=5360 с;

- t_в=14200 с;

- V_дp=117572 м³.

С учетом известной величины h = 9,1 м, определяемой по результатам геофизических исследований по определению профиля притока газа к скважине, определяют параметр пъезопроводности х:

Используя полученное значение пъезопроводности, а также с учетом t_н.y рассчитывают приведенный радиус скважины:

Далее, с учетом имеющихся данных о конструктивных особенностях скважины (R_c=0,1 м), а также, используя ранее определенные по результатам замера дебита скважины и обработки кривой восстановления давления параметры, рассчитывают коэффициент фильтрационного сопротивления а:

Затем, подставляя значение коэффициента а в уравнение притока газа к скважине, определяется коэффициент фильтрационного сопротивления b:

Таким образом, в результате расчета, согласно способу определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин [патент РФ №2055179, Е21В 47/00, опубл. 27.02.1996], получены следующие значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений:

а=0,024 МПа²/(тыс.м³/сут), b=239,561⋅10^-5 (МПа²/(тыс.м³/сут))².

Также стоит отметить, что по результатам полномасштабных газодинамических исследований, проведенных при исследовании скважины Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на пяти стационарных режимах фильтрации, коэффициенты фильтрационных сопротивлений составили:

- а=0,233 МПа²/(тыс.м³/сут);

- b=86,133 ⋅ 10^-5 (МПа²/(тыс.м³/сут))².

Данные значения были приняты в качестве эталонных, так как их нахождение основано на использовании фактических замеров дебитов и забойных давлений без применения корреляционных формул.

В таблице 2 приведены расчетные значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b, рассмотренных выше.

Уравнения притока газа к скважине, где коэффициенты а и b получены с применением трех представленных способов, представлены ниже:

Произведем линеаризацию представленных уравнений, посредством деления левых и правых частей на величину Q_гc:

Полученные результаты представляют собой решение функции одной переменной, где коэффициенты а и b представляют собой, соответственно, показатель ординаты и угловой коэффициент прямой. Графическое построение данных зависимостей носит название индикаторной диаграммы, которое представлено на фиг. 2.

Как видно из рисунка, индикаторная диаграмма, построенная по результатам проведения полномасштабных газодинамических исследований, графически представляет собой линию тренда, проходящую через все точки, соответствующие проведенным замерам дебита и забойных давлений. В свою же очередь, индикаторные диаграммы, построенные на основании одного режима (прототип и заявленный способ) проходят только через последнюю точку диаграммы, соответствующую режиму работы скважины перед ее остановкой на исследование методом кривой восстановления давления. Однако индикаторная диаграмма для заявленного способа графически имеет гораздо большую сходимость с индикаторной диаграммой, построенной по результатам проведения полномасштабных газодинамических исследований, нежели графическое решение уравнения притока по методике прототипа.

Таким образом, анализ рассчитанных значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b, рассмотренных в заявленном способе и способе - прототипе показал, что значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b, определенных по заявленному способу, обладают большей сходимостью с эталонными значениями коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b, рассмотренных в полномасштабных газодинамических исследованиях, а значит и наибольшей точностью определяемых расчетных параметров.

Повышение точности определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины в первую очередь достигается тем, что коэффициент фильтрационных сопротивлений а, имеющий превалирующее значение на создание сопротивлений процессу фильтрации, определяется на основании замеренных данных, входящих в уравнение притока, что позволяет снизить степень погрешности при его определении с использованием математических формул, в т.ч. основанных на допущении, что радиус контура питания скважины равняется радиусу призабойной зоны пласта.

Помимо этого, формулы, применяющиеся в прототипе при аналитическом решении коэффициента а, в своей основе имеют параметры, характеризующие только лишь фильтрационные свойства зоны дренирования и конструкционные особенности скважины, однако величина сопротивления фильтрации, помимо данных факторов, также имеет зависимость от состава и свойств дренируемого пластового флюида.

Тем самым, представленная формула, предлагаемая для аналитического описания коэффициента фильтрационных сопротивлений b, помимо учета фильтрационных свойств зоны дренирования и конструкционных особенностей скважины, имеет более высокую показательность, так как учитывает свойства пластового газа, посредством включения таких параметров, как относительная плотность пластового газа по воздуху (определенная при стандартных условиях) и коэффициент сверхсжимаемости реального газа.

В свою очередь, применение величины суммарной мощности интервала перфорации (вскрытого интервала) вместо значения эффективной мощности также снижает ошибку в аналитических расчетах, так как данная величина является паспортным значением скважины и определена всегда.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к газодинамическим исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Способ включает определение мощности перфорированного интервала, внутреннего радиуса эксплуатационной колонны скважины, дебита газа и забойного давления на технологическом режиме фильтрации, изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины на нестационарный путем остановки работы скважины, регистрацию кривой восстановления давления на устье и на забое скважины, определение пластового давления и температуры на нестационарном режиме, определение коэффициента проницаемости, коэффициента турбулентности Форшгеймера. Перед определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений определяют коэффициент сверхсжимаемости реального газа на основании предварительно определенных значений приведенного давления и приведенной температуры, определяют относительную плотность газа по воздуху при стандартных условиях, по математическим выражениям определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления b и a. Повышается точность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений и достоверность газодинамических исследований скважины. 2 ил., 2 табл.

Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины, включающий определение значения мощности перфорированного интервала, внутреннего радиуса эксплуатационной колонны скважины, дебита газа и забойного давления на технологическом режиме фильтрации, изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины на нестационарный путем остановки работы скважины, регистрацию кривой восстановления давления на устье и на забое скважины, определение пластового давления и температуры на нестационарном режиме, определение коэффициента проницаемости, коэффициента турбулентности Форшгеймера, определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений, отличающийся тем, что перед определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений определяют коэффициент сверхсжимаемости реального газа на основании предварительно определенных значений приведенного давления и приведенной температуры, определяют относительную плотность газа по воздуху при стандартных условиях, коэффициент фильтрационного сопротивления b и коэффициент фильтрационного сопротивления a определяют по выражениям:

где T_пл - пластовая температура;

β - коэффициент турбулентности Форшгеймера;

ρ₀ - относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях;

Z - коэффициент сверхсжимаемости реального газа;

Н - суммарная мощность перфорированного интервала;

R_c - внутренний радиус эксплуатационной колонны скважины,

где р_пл - пластовое давление;

р₃ - забойное давление;

b - коэффициент фильтрационного сопротивления;

Q_гс - дебит газа сепарации.