Способ определения дебита скважины Российский патент 2025 года по МПК E21B47/10 G06F17/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при гидродинамическом исследовании скважины для определения дебита жидкости добывающей скважины по начальным точкам кривой восстановления давления (КВД) и контроле режима работы добывающей скважины без средств индивидуального замера дебита жидкости скважины при разработке нефтегазовых месторождений.

Известен способ определения дебита нефтяной скважины, включающий проведение гидродинамических исследований скважины на установившихся режимах фильтрации, регистрацию кривой восстановления давления в скважине, определение дебита скважины, коэффициента гидропроводности и забойного давления на каждом режиме (а.с. № 1343007, опубл. 07.10.1987), условием оптимального режима работы скважины является соответствие между количеством флюида, поступающего из одной части в другую, и отбором жидкости из скважины.

Недостатком этого способа является обязательное восстановление КВД, что усложняет процесс. По данному способу для расчета оптимального дебита скважины по формуле необходим коэффициент гидропроводности, который определяется по восстановленной КВД. Так как восстановление малодебитных скважин происходит очень долго (от нескольких недель до нескольких месяцев), то определение гидропроводности в таких скважинах может привести к большим потерям в добычи нефти остановленной скважины.

Известен способ исследования скважины, включающий остановку скважины, работающей на установившемся режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработку полученной кривой восстановления давления (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. – М.: Наука, 1995, с. 263-264).

Недостатками способа являются недостаточное качество результатов исследований высокодебитных скважин, где высокая проницаемость продуктивных пластов обуславливает незначительную величину изменения давления за время проведения исследований, которая часто ниже погрешности измерений давлений, а также узкая область применения исследования так как способ не позволяет определить дебит жидкости скважины.

Известен способ определения дебита действующей нефтяной скважины, включающий регистрацию кривой восстановления давления, определение прироста давления в единицу времени, построение кривой зависимости дебита, замеренного после бурения, от прироста давления и по ней определяют дебит действующей скважины (а.с. № 2001260, опубл. 15.10.1993). Для определения дебита в процессе эксплуатации скважину при замере забойного давления останавливают и в течение 1 часа глубинным манометром регистрируют кривую восстановления давления с одновременным замером устьевого и затрубного давления. По получении КВД определяют прирост забойного давления за 1 мин в течение 5, 15, 30, 60 мин с момента остановки скважины. Выбирают одно из максимальных значений и по усредненной кривой зависимости дебита нефтегазовой смеси от прироста забойного давления, построенной по результатам комплексных исследований скважин, находят дебит нефтегазовой смеси.

Способ позволяет определить дебит жидкости при незначительной погрешности без использования стационарных замерных установок, только по результатам глубинных гидродинамических исследований, а также способ позволяет оперативно определить дебит, сократить потери добычи нефти при исследовании скважин после проведения ремонтных работ и интенсификации, и возможность оперативной оценки результатов в полевых условиях.

Недостатками способа являются сложность выполнения из-за необходимости обязательного выполнения прямого замера дебита нефтегазовой жидкости перед остановкой на КВД и только потом определяют дебиты жидкости и газа, что усложняет способ и увеличивает время выполнения способа за счет чего необходимости наличия замерного устройства дебита на скважине. Кроме этого, недостатком данного способа является расчеты прироста давления при КВД за одинаковые промежутки времени (5, 15, 30 и 60 мин) для всех скважин, тогда как скорость восстановление давления для каждой скважины различная. Это может привести к значительным погрешностям расчета дебита.

Технической задачей является создание способа определения дебита скважины по начальным точкам кривой восстановления давления, обеспечивающего получение результатов замера индивидуального дебита жидкости скважин на групповой замерной установке и при выполнении свабирования, при гидродинамических исследованиях скважины.

Техническими результатами изобретения являются упрощение способа определения дебита скважины, расширение технологической возможности выполнения способа для замера индивидуального дебита жидкости скважин на групповой замерной установке и при выполнении свабирования, при гидродинамических исследованиях скважины, снижение времени определения дебита, а также расширение арсенала методов определения дебита скважины по начальным точкам кривой восстановления давления.

Технические результаты достигаются способом определения дебита скважины по начальным точкам кривой восстановления давления, включающим проведение гидродинамических исследований скважины на неустановившихся режимах фильтрации, включающие остановку скважины и регистрацию кривой восстановления давления – КВД на забое скважины.

Новым является то, что строят кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах и производную кривой восстановления давления в билогарифмических координатах, рассчитанную по формуле:

где Рʹ – производная давления, МПа;

– прирост давления, МПа;

- прирост времени, час,

затем выбирают начальные значения давлений, замеренных при КВД, и их производных, которые в билогарифмических координатах имеют тангенс угла наклона равный единице, и путем подбора дебита совмещают в полулогарифмических координатах выбранные значения давления и значения давлений, рассчитанные по формуле:

где ρ – плотность жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

F – площадь затрубного пространства скважины, м²;

Q₀ – дебит жидкости, м³/сут;

t – время, час,

при этом дебит скважины определяют путем его подбора и совмещения указанных значений давления в полулогарифмических координатах до тех пор, пока не будет достигнуто их максимальное совпадение.

На фиг. 1 изображена КВД добывающей скважины и ее производная в билогарифмических координатах;

На фиг. 2 изображен пример совмещения экспериментальных и расчетных начальных точек КВД при подборе дебита в полулогарифмических координатах;

На фиг. 3 изображена КВД скважины № 18 Ромашкинского месторождения Абдрахмановской площади;

На фиг. 4 изображена кривая замеренных значений давления в полулогарифмических координатах;

На фиг. 5 изображен график производной КВД в билогарифмических координатах;

На фиг. 6 изображен график примера конкретного выполнения определения дебита жидкости;

На фиг. 7 изображен график примера конкретного выполнения определения дебита жидкости;

На фиг. 8 изображен график примера конкретного выполнения определения дебита жидкости.

Сущность изобретения.

При эксплуатации добывающих скважин необходимо знать дебит добываемой жидкости, замер которого иногда связан с некоторыми трудностями:

- отсутствие на скважине индивидуального замера дебита, в связи с чем происходит замер дебита с группы скважин, что приводит к определенным погрешностям расчета индивидуального замера дебита;

- сложность выполнения известных способов и длительность их исполнения;

- невозможность замера дебита при свабировании, так как наряду с жидкостью, поступающей из пласта, происходит отбор накопленной жидкости в затрубном пространстве.

Для определения дебита жидкости скважины используют гидродинамические исследования скважины на неустановившихся режимах фильтрации, останавливают скважину, при этом регистрируют кривую восстановления давления на забое.

Предлагаемый способ основан на том, что после остановки скважины при малых значениях времени восстановление уровня происходит за счет влияния продолжающегося притока. Строят кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах и производную кривой восстановления давления в билогарифмических координатах, рассчитанную по формуле:

, (1)

где Рʹ – производная давления, МПа;

– прирост давления, МПа;

– прирост времени, час.

Известно дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации:

, (3)

где Q₀ – дебит жидкости, м³/сут;

ε – гидропроводность пласта, мкм²·м/(Па·с);

t – время, час;

F – площадь затрубного пространства скважины, м²;

ρ – плотность жидкости, кг/м³/;

– ускорение свободного падения, м/с².

Для начальных точек кривой восстановления давления из уравнения 3 и, учитывая, что 4 πεt → 0 (на начальные точки КВД пласт практически не оказывает влияния, поэтому влияние гидропроводности пласта практически нет), можно получить аналитическое решение для расчетного давления КВД:

, (2)

где ρ – плотность жидкости, кг/м³;

– ускорение свободного падения, м/с²;

F – площадь затрубного пространства скважины, м²;

Q₀ – дебит жидкости, м³/сут;

t – время, час.

Данное выражение не зависит от коллекторских свойств пласта и позволяет оценить дебит скважины по известному коэффициенту притока C и начальным точкам КВД.

Для повышения точности определения дебита следует использовать несколько значений давления или уровня (начальные точки КВД). В качестве первоначальных экспериментальных значений – замеренных КВД и их производных - рассчитанных значений давлений принимают те значения, которые в билогарифмических координатах имеют тангенс угла наклона, равный единице. При наличии значений, значительно отклоняющихся от единичного наклона давления и ее производной, их следует исключить из рассмотрения.

Строят (фиг. 1) кривую восстановления давления в билогарифмических координатах по экспериментальным данным - замеренным и производную кривой восстановления давления в билогарифмических координатах, рассчитанную по формуле 1.

Совмещают в полулогарифмических координатах замеренные при КВД и рассчитанные значения давлений (фиг. 2) на промежутке времени, где тангенс угла наклона производной равен единице, дебит скважины определяют при максимальном совпадении замеренных и рассчитанных значений давления.

В отличие от прототипа в предлагаемом способе промежуток времени определяется для каждой скважины индивидуально по графику производной КВД в билогарифмических координатах. Берется тот промежуток, пока тангенс угла наклона производной равен 1.

Предложение исключает необходимость получения дополнительных параметров для определения дебита жидкости скважины, позволяет сократить время определения дебита, расширяет арсенал методов определения дебита жидкости скважины и технологические возможности использования способа.

Способ определения дебита жидкости скважины выполняют в следующей последовательности.

Проводят гидродинамические исследования скважины на неустановившихся режимах фильтрации, что включает в себя остановку скважины и регистрацию кривой восстановления давления на забое скважины № 18 Ромашкинского месторождения Абдрахмановской площади (фиг. 3).

Строят (фиг. 4) кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах. Строят (фиг. 5) производную КВД в билогарифмических координатах, рассчитанной по формуле 1.

Для повышения точности определения дебита следует использовать несколько значений давления или уровня (начальные точки КВД). Использование начальных точек КВД для определения дебита обусловлен тем, что после остановки скважины при малых значениях времени восстановление уровня происходит за счет влияния продолжающегося притока. В качестве первоначальных точек принимают те точки КВД и ее производной, которые в билогарифмических координатах имеют тангенс угла наклона, равный единице. По графику (фиг. 5) видим, что тангенс угла наклона 1 у производной продолжается только до 3-х часов.

Совмещают в полулогарифмических координатах замеренные при КВД (экспериментальные) и рассчитанные по формуле (их производные) значения давлений.

Дебит скважины определяют при максимальном совпадении замеренных и рассчитанных значений давления.

Определение дебита происходит путем его подбора и максимального совмещения экспериментальных (замеренных при КВД) значений давления и рассчитанных по формуле 3 значений давления. При этом, чем чаще снимаются замеры уровней или давлений, тем с большей долей вероятности можно выполнять оценку дебита. Естественно, начиная с некоторого момента времени данные кривые расходятся, т.к. происходит влияние фильтрационных свойств коллектора.

Далее подбирают дебит скважины. Берут, например дебит равный 9 и рассчитывают по формуле 3 все давления КВД (фиг. 6). Совмещение расчетных и замеренных давлений в течении 3-х часов КВД не достигнуто. Берем, например дебит равный 15 и рассчитываем по формуле 3 все давления КВД (фиг. 7). Совмещение расчетных и замеренных давлений в течении 3-х часов КВД не достигнуто. Берем, например дебит равный 13 и рассчитываем по формуле 3 все давления КВД (фиг. 8). Совмещение расчетных и замеренных давлений в течении 3-х часов КВД достигнуто.

Таким образом мы определили дебит исследуемой скважины равный 13 м³/сут.

Предложенный способ определения дебита лучше всего использовать с использованием ПК, что упрощает выполнение расчетов и длительность определения дебита жидкости скважины, если влияние продолжающего притока после остановки скважины (тангенс угла наклона производной 1) будет длительным. Использование ПК дает возможность делать такой расчет максимально быстро. Кроме этого, использование ПК уменьшит погрешность определения дебита автоматически определяя погрешность расчетных и замеренных давлений по сравнению с визуальным совмещения расчетных и замеренных давлений.

Отсутствие влияния человеческого фактора, при котором возрастает вероятность ошибки и погрешности определения дебита, выбор участка измерений по билогарифмическому графику КВД, выбор участка на графике, где угол наклона КВД равен единице, обеспечивают повышение точности расчета дебита. А, следовательно, повышается точность и оперативность определения коэффициента продуктивности скважины, параметров пласта и призабойной зоны скважины, в частности при отсутствии на скважине индивидуального замера дебита, в связи с чем происходит замер дебита с группы скважин.

Изобретение позволяет упростить способ определения дебита скважины, расширить технологические возможности выполнения способа для замера индивидуального дебита жидкости скважин на групповой замерной установке и при выполнении свабирования с высокой точностью определения дебита, при гидродинамических исследованиях скважины, снизить время определения дебита, а также расширить арсенал методов определения дебита скважины по начальным точкам кривой восстановления давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при гидродинамическом исследовании скважины для определения дебита жидкости добывающей скважины. Техническими результатами изобретения являются упрощение способа определения дебита скважины, расширение технологической возможности выполнения способа для замера индивидуального дебита жидкости скважин на групповой замерной установке и при выполнении свабирования, снижение времени определения дебита, а также расширение арсенала методов определения дебита скважины по начальным точкам кривой восстановления давления. Заявлен способ определения дебита скважины, включающий проведение гидродинамических исследований скважины на неустановившихся режимах фильтрации, включающих остановку скважины и регистрацию кривой восстановления давления (КВД) на забое скважины. После регистрации КВД строят кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах и производную кривой восстановления давления в билогарифмических координатах. Затем выбирают начальные значения давлений, замеренных при КВД, и их производных, которые в билогарифмических координатах имеют тангенс угла наклона, равный единице. При этом дебит скважины определяют путем его подбора и совмещения указанных значений давления в полулогарифмических координатах до тех пор, пока не будет достигнуто их максимальное совпадение. 8 ил.

Способ определения дебита скважины, включающий проведение гидродинамических исследований скважины на неустановившихся режимах фильтрации, включающих остановку скважины и регистрацию кривой восстановления давления - КВД на забое скважины, после чего строят кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах и производную кривой восстановления давления в билогарифмических координатах, рассчитанную по формуле

где Рʹ - производная давления, МПа;

ДР - прирост давления, МПа;

Дt - прирост времени, ч,

затем выбирают начальные значения давлений, замеренных при КВД, и их производных, которые в билогарифмических координатах имеют тангенс угла наклона, равный единице, и путем подбора дебита совмещают в полулогарифмических координатах выбранные значения давления и значения давлений, рассчитанные по формуле

где ρ - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

F - площадь затрубного пространства скважины, м²;

Q₀ - дебит жидкости, м³/сут;

t - время, ч,

при этом дебит скважины определяют путем его подбора и совмещения указанных значений давления в полулогарифмических координатах до тех пор, пока не будет достигнуто их максимальное совпадение.