СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗА Российский патент 2025 года по МПК E21B47/06 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам определения динамического забойного давления в газовых скважинах.

Уровень техники

Из уровня техники известен способ определения динамического забойного давления газоконденсатных скважин, принятый в качестве наиболее близкого аналога, который включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований, после чего на основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле (патент РФ № 2684270, опубликован 04.04.2019 г.).

Данный известный способ позволяет определять величину забойного давления в газовых скважинах без необходимости многократного спуска глубинных манометров. Недостатком данного известного способа является невысокая точность определения забойного давления скважин, имеющих протяженные горизонтальные участки с большими отклонениями от вертикали.

Сущность изобретения

Изобретение решает задачу создания способа определения динамического забойного давления для газовых скважин, характеризующихся большими отклонениями от вертикали и протяженностью до 6000 м.

Изобретение обеспечивает достижение следующего технического результата: повышение точности определения динамического забойного давления для скважин длиной до 6000 м, характеризующихся большими отклонениями от вертикали.

Указанный технический результат обеспечивается тем, что способ определения динамического забойного давления скважин газового месторождения, характеризующихся большими отклонениями от вертикали и общей длиной до 6000 м, состоит в том, что в опорных скважинах месторождения газа определяют следующие параметры эксплуатационного режима работы скважин: плотность газа , критическое давление, критическую температуру, пластовое давление и температуру, распределение температуры и среднюю температуру Т_ср по стволу скважины, группируют упомянутые опорные скважины в три группы в зависимости от длины L их горизонтальной части, соответственно, для L<1300м, 1300м < L < 2500м и L > 2500м, для каждой из упомянутых групп опорных скважин принимают линейную зависимость падения давления газа Δр_L от изменения скорости потока газа по длине скважины и определяют ее линейный коэффициент;

измеряют на устье исследуемой скважины затрубное давление ρ_o и температуру Т_о и на основе упомянутых параметров эксплуатационного режима работы опорных скважин последовательно определяют забойное давление (р_i) в вертикальной части исследуемой скважины по барометрической формуле:

где: i=1, 2

р_о - затрубное давление, замеренное на устье, Па,

р₁ - давление на мандрели, Па,

р_{2 -} давление на «пятке хвостовика», Па,

S - безразмерный параметр,

для точек «мандрель» (i = 1) и «пятка хвостовика» (i = 2) определяют значение безразмерного параметра S по формуле с учетом параметров эксплуатационного режима работы опорных скважин:

где: ΔН_i - величина вертикальных приращений ТVD между точками «устье», «мандрель» и «пятка хвостовика», для каждого из участков «устье - мандрель», «мандрель - пятка хвостовика»,

Т_cpi - средняя температура по стволу скважины для i-ого участка,

z_cpi - Коэффициент сверхсжимаемости газа для i-ого участка.

средняя температура по стволу скважины рассчитывается как среднелогарифмическое двух величин в точках начала и конца рассматриваемого участка скважины по формуле:

где i = 1, 2

Т_о - температура, замеренная на устье,

Т₁ - температура на мандрели

Т₂ - температура в «пятке» хвостовика опорной скважины,

по зависимости Брауна-Катса определяют значение коэффициента сверхсжимаемости газа z_cpi для i-ого участка;

горизонтальную часть исследуемой скважины разбивают, по меньшей мере, на пять интервалов (к от 1 до 5), при этом в качестве крайней правой границы горизонтальной части принимают середину интервала фильтров (СИФ),

динамическое забойное давление в исследуемой скважине определяют последовательно по формуле:

где

Δp_{cmam k} - величина гидростатического приращения давления на соответствующем интервале, определяемая по формуле , где h_к - величина вертикальных приращений TVD между границами упомянутых интервалов;

Δp_Lk - величина падения давления газа от изменения скорости потока газа по длине L_k соответствующего интервала по следующим формулам: Δp_Lk = 1,75⋅10^-4 L_k для < 1300м, Δp_Lk = 1,1642⋅10^-3 L_k для 1300м ≤ L ≤ 2500м, Δp_Lk = 1,75⋅10^-3 L_k для L_k > 2500;

Δp_{mp k} - потери давления на трение по длине соответствующего интервала, определяемые по формуле F_rL_k, где F_r - постоянный коэффициент, принятый равным 4·10^-4 бар/м, L_k – длина соответствующего интервала,

при этом в качестве начального давления в точке к = 0 принимают величину давления в вертикальной части исследуемой скважины в точке i = 2 «пятка хвостовика».

Отличительной особенностью изобретения является разделение вертикального и горизонтального участков скважины на интервалы и последовательное определение величины забойного давления с учетом влияния падения давления, вызванного изменением скорости потока газа в трубах, гидростатических изменений давления на интервалах горизонтальной части скважины и потерь давления от трения.

Перечень фигур чертежей

На Фиг.1 представлены графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости от приведенного давления и температуры.

На Фиг.2 показана схема разделения горизонтального ствола на интервалы.

На Фиг.3 показано сравнение фактических показателей давления в точках i=3 (где: i=3 - забойное давление, измеренное датчиком давления непосредственно на забое (Р_{заб датчик})) и к=5 и значения давления, определенные настоящим изобретением.

На Фиг.4 показана схема определения середины интервала фильтра (перфорации) (СИФ) по вертикали скважины.

Осуществление изобретения

В связи с истощением старых месторождений, для удовлетворения растущего спроса приходится осуществлять добычу на новых месторождениях, которые часто характеризуются более сложными геологическими условиями.

В качестве примера можно привести новое месторождение на территории Тазовского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа, частично расположенное в акватории Тазовской губы Карского моря. На месторождении выявлена единственная залежь газа где получены промышленные дебиты - залежь пласта марресалинской свиты. Весь продуктивный разрез представляет собой песчано-алевролитовую толщу субконтинентального генезиса, разделенную глинистыми пачками локального распространения. Продуктивный пласт перекрывают глинистые породы кузнецовской свиты, имеющей региональное распространение.

Месторождение по геологическому строению относится к сложным, по величине извлекаемых запасов газа - к уникальным. Кроме того, уникальной особенностью месторождения является сосредоточение основного объема запасов газа в акватории Тазовской губы на значительном удалении от берега (зоны повышенной концентрации запасов находятся в 15...20 км от берега).

Ввиду вышеизложенных особенностей с целью более эффективной эксплуатации месторождения единственно возможным вариантов является бурение горизонтальных газовых скважин с большим отклонением от вертикали.

Бурение с большим отклонением от вертикали – это технология бурения более длинных горизонтальных скважин с большим углом наклона для доступа к залежам углеводородов, расположенных далеко от места бурения, длина таких скважин достигает 6000 м и более. Современные технологии позволяют осуществлять добычу газа в скважинах, длина горизонтального участка которых все больше увеличивается. Однако, с увеличением длины скважины значительно возрастают трудности получения достоверных измерительных данных о величине забойного давления, необходимых для контроля состояния и мониторинга эксплуатации скважин. Проведение прямых измерений с помощью датчиков на скважинах большой длины приводит к длительным простоям и требует применения сложного и дорогостоящего многосенсорного оборудования и систем передачи данных.

Задачей заявленного изобретения является разработка способа определения динамического забойного давления газовых скважин, характеризующихся большими отклонениями от вертикали и общей длиной до 6000 м.

Настоящее изобретение предназначено для использования в горизонтальных газовых скважинах большой протяженности и с большим отклонением от вертикали на месторождениях в Западной Сибири в условиях залегания сеноманских отложений. Чем больше общая дина скважины, тем больше факторов необходимо учитывать, чтобы получить достаточную точность.

Способ в соответствии с настоящим изобретением основан на разделении исследуемой скважины на два участка - вертикальную часть и горизонтальную часть. В исследуемой скважины определяют параметры ее вертикальной и горизонтальной частей, а также глубину середины интервала перфорации или фильтров скважины по вертикали и по длине ствола. Середина интервала фильтра (перфорации) по длине скважины определяется как разность окончания интервала фильтра скважины и начала интервала фильтра скважины деленое на 2. Середина интервала фильтра (перфорации) по вертикали скважины определяется путем нахождения точки в

инклинометрии (как показано на Фиг.4) скважины и принятия ее вертикальной отметки.

На месторождении, к которому относится исследуемая скважина, из числа работающих определяют необходимое число опорных скважин, имеющих различные параметры. Для выбранных опорных скважин в ходе проведения гидродинамических (ГДИС) и геофизических исследований определяют параметры их эксплуатационного режима работы: плотность газа ρ^-, критическое давление, критическую температуру, пластовое давление и температуру, распределение температуры и среднюю температуру Т_ср по стволу скважины. Допускается использование результатов проведенных промыслово-геофизических исследований с регистрацией давления и температуры вдоль ствола скважины на одном и более эксплуатационном режиме. Допускается также применение результатов газодинамических или газоконденсатных исследований.

Опорные скважины группируют в три группы в зависимости от длины L их горизонтальной части, соответственно, для L<1300м, 1300м ≤ L ≤ 2500м и L > 2500м для более точного определения приращения давления газа от изменения скорости потока газа по длине скважины, что в свою очередь способствует повышению точности определения динамического забойного давления для скважин длиной до 6000 м, характеризующихся большими отклонениями от вертикали. Для каждой из групп опорных скважин принимают линейную зависимость падения давления газа Δp_L от изменения скорости потока газа по длине скважины и определяют ее линейный коэффициент. Выбор линейной зависимости хорошо коррелируется с фактическими данными и не усложняет реализацию изобретения.

В исследуемой скважины определяют параметры ее вертикальной и горизонтальной частей, глубину середины интервала фильтров (перфорации) по вертикали и по длине ствола скважины, измеряют на устье исследуемой скважины затрубное давление р_о и температуру Т_о. На основе упомянутых параметров эксплуатационного режима работы опорных скважин последовательно определяют забойное давление (р_i) в вертикальной части исследуемой скважины по барометрической формуле, характеризующей зависимость давления от других параметров:

где i = 1, 2

р_о - затрубное давление, замеренное на устье, Па,

р₁ - давление на мандрели, Па, (рассчитанное)

р₂ - давление на «пятке» хвостовика, Па

е - основание натурального логарифма, равное 2,72 (число Эйлера),

S - безразмерный параметр,

Для точек «мандрель» (i = 1) и «пятка» хвостовика (i = 2) определяют значение безразмерного параметра S по формуле с учетом параметров эксплуатационного режима работы порных скважин:

,

где: ΔН_i - величина вертикальных приращений ТVD между точками «устье», «мандрель» и «пятка хвостовика», для каждого из участков «устье - мандрель», «мандрель - пятка хвостовика»,

Т_cpi - средняя температура по стволу скважины для i-ого участка,

z_cpi - Коэффициент сверхсжимаемости газа для i-ого участка.

Средняя температура по стволу скважины рассчитывается как среднелогарифмическое двух величин в точках начала и конца рассматриваемого участка скважины по формуле:

где i = 1, 2

Т_о - температура, замеренная на устье,

Т₁ - температура на мандрели

Т₂ - температура в «пятке» хвостовика опорной скважины,

По полученным данным, используя зависимости Брауна-Катса (см. Фиг.1), определяют с значение коэффициента сверхсжимаемости газа z_cpi для i-ого участка.

Горизонтальную часть исследуемой скважины разбивают, по меньшей мере, на пять интервалов (к от 1 до 5), при этом в качестве крайней правой границы горизонтальной части принимают середину интервала фильтров (СИФ). Выбор по меньшей мере пяти интервалов обеспечивает повышение точности определения динамического давления для скважин большой длины. Чем больше интервалов разбиения будет применено в способе, тем более точными получатся результаты. Экспериментально установлено, что разбиение горизонтальной части скважин длиной 6000 м и более на число интервалов меньше 5-ти, не позволяет достичь приемлемой точности определения динамического давления, в частности разделение на четыре интервала не позволяет учесть влияние на результат факторов изменения скорости потока газа, гидростатической составляющей и потерь на трение, которые зависят от длины труб скважины.

Динамическое забойное давление в исследуемой скважине определяют последовательно с учетом ранее определенного в вертикальной части скважины давления, на основе упомянутых ранее параметров эксплуатационного режима работы скважин, измеренных в опорных скважинах, что в значительной мере способствует повышению точности определения динамического забойного давления для скважин длиной до 6000 м, характеризующихся большими отклонениями от вертикали, так в качестве начального давления в точке к = 0 принимают величину давления в вертикальной части исследуемой скважины в точке i = 2, т.е. за начальное давление на горизонтальном участке принимают величину забойного давления в «пятке» хвостовика скважины, определенное по барометрической формуле.

Так динамическое забойное давление в исследуемой скважине определяют по формуле:

где

Δp_{cmam k} - величина гидростатического приращения давления на соответствующем интервале, определяемая по формуле , где h_к - величина вертикальных приращений TVD между границами упомянутых интервалов;

Δp_Lk - величина падения давления газа от изменения скорости потока газа по длине L_k соответствующего интервала по следующим формулам: Δp_Lk = 1,75⋅10^-4 L_k для < 1300м, Δp_Lk = 1,1642⋅10^-3 L_k для 1300м ≤ L ≤ 2500м, Δp_Lk = 1,75⋅10^-3 L_k для L_k > 2500;

Δp_{mp k} - потери давления на трение по длине соответствующего интервала, определяемые по формуле F_rL_k, где F_r - постоянный коэффициент, принятый равным 4·10^-4 бар/м, L_k – длина соответствующего интервала,

Пример осуществления изобретения.

На скважине с большой длиной и отклонением от вертикали, эксплуатирующей, например, сеноманские отложения Семаковского газового месторождения, необходимо определить текущее динамическое забойное давление.

Для определения динамического забойного давления в исследуемой скважине путем измерений в опорных скважинах того же месторождения определяют следующие данные:

- Параметры конструкции и траектории опорных скважин;

- величину давления и температура на устье, в промежуточном интервале и на забое опорных скважин;

- компонентный состав газа;

- динамика добычи и технологический режим работы опорных скважин.

По данным инклинометрии определяют глубину середины интервала перфорации по вертикали и по длине ствола скважины, равную, например, 3550 и 3780 метров соответственно.

Для дальнейшего использования принимают следующие параметры, характеризующего конструкцию исследуемой скважины:

Из проведенных исследований устанавливают компонентный состав газа, % мольные: метан - 99,58; этан 0,0251; пропан 0,027; бутан 0,00069; СO2 0,0193; N2 - 0,336; O2-0,0017.

Получают значения пластовой температуры газового месторождения 293.15 К, и пластового давления 88.64 атм.

Критические давления и температуры, плотности смеси полученные по результатам проведения газогидродинамических исследований: Р_кр составляет 4.752 МПа, Т_кр 190.58 К, р_см 0.5576 кг/м3.

Эксплуатационный режим работы скважины принимают равным: Qгаза - 1270 тыс. м3/сут; Рбуф -73 бар; Рзаб.1 -81,4 бар; Рзаб.2 -85,3 бар; Ту -+10,5°С; Тзаб.1 -+17,1°С; Тзаб2 -+19°С.

Падение давления на 1 м горизонтальной части за счет изменения скорости потока определяют путем подбора для схождения расчетного Р_заб для опорных скважин каждой группы с учетом дополнительного условия Р_заб<Р_пл.

Получают коэффициенты линейной зависимости падения давления Δр_L. в зависимости от длины опорных скважин:

- для ΔL<1300 Δрдин=1,75⋅10-4 бар/м,

- для 1300≤ΔL≤2500 Δрдин=1,1642⋅10-3 бар / м,

- для ΔL>2500 Δрдин=1,75⋅10-3 бар / м.

Принимают количество интервалов разбиения горизонтальной части исследуемой скважины равным пяти.

Далее итерационным путем определяют величину последовательно по формуле

где

Δр_{cmam к}- величина гидростатического приращения давления на соответствующем интервале, определяемая по формуле где h_k - величина вертикальных приращений TVD между границами упомянутых интервалов;

Δр_{L к} - величина падения давления газа от изменения скорости потока газа по длине L_k соответствующего интервала по следующим формулам: Δр_{L k}=1,75⋅10^-4 L_k для L_k<1300 м, Δp_{L k}=1,1642⋅10^-3 для 1300≤L_k≤2500, Δp_Lk=1,75⋅10^-3 L_k для L_k>2500;

Δр_{mр к} - потери давления на трение по длине соответствующего интервала, определяемые по формуле F_rL_k, где где F_r - постоянный коэффициент, принятый равным 4⋅10^-4 бар/м, L_k - длина соответствующего интервала,

Сопоставление результатов определения забойного давления, полученных с помощью настоящего изобретения, с результатами прямых измерений забойного давление датчиком давления непосредственно на забое (Рзаб датчик)), как показано на Фиг. 3, доказывает высокую точность предложенного способа определения динамического забойного давления для скважин длиной до 6000 м, характеризующихся большими отклонениями от вертикали.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Техническим результатом является повышение точности определения динамического забойного давления для скважин длиной до 6000 м, характеризующихся большими отклонениями от вертикали. Заявлен способ определения динамического забойного давления скважин газового месторождения, характеризующихся большими отклонениями от вертикали, состоящий в том, что в опорных скважинах месторождения определяют следующие параметры эксплуатационного режима работы скважин: плотность газа, критическое давление, критическую температуру, пластовое давление и температуру, распределение температуры и среднюю температуру по стволу скважины. При этом группируют упомянутые опорные скважины в три группы в зависимости от длины L их горизонтальной части, соответственно, для L<1300 м, 1300 м ≤ L ≤ 2500 м и L > 2500 м. Для каждой из упомянутых групп опорных скважин определяют линейную зависимость падения давления газа от изменения скорости потока газа по длине скважины. Измеряют на устье исследуемой скважины затрубное давление и температуру, и на основе упомянутых параметров эксплуатационного режима работы опорных скважин последовательно определяют забойное давление в вертикальной части исследуемой скважины по барометрической формуле. Среднюю температуру по стволу скважины рассчитывают как среднелогарифмическое двух величин в точках начала и конца рассматриваемого участка скважины. Динамическое забойное давление в исследуемой скважине определяют с учетом величины гидростатического приращения давления, величины падения давления газа от изменения скорости потока газа и потерь давления на трение по длине соответствующего интервала скважины. 4 ил., 1 табл.

Способ определения динамического забойного давления скважин газового месторождения, характеризующихся большими отклонениями от вертикали, состоящий в том, что в опорных скважинах месторождения определяют следующие параметры эксплуатационного режима работы скважин: плотность газа , критическое давление, критическую температуру, пластовое давление и температуру, распределение температуры и среднюю температуру Т_ср по стволу скважины, группируют упомянутые опорные скважины в три группы в зависимости от длины L их горизонтальной части, соответственно, для L<1300 м, 1300 м ≤ L ≤ 2500 м и L > 2500 м, для каждой из упомянутых групп опорных скважин определяют линейную зависимость падения давления газа Δp_L от изменения скорости потока газа по длине скважины;

измеряют на устье исследуемой скважины затрубное давление p₀ и температуру T₀, и на основе упомянутых параметров эксплуатационного режима работы опорных скважин последовательно определяют забойное давление (p_i) в вертикальной части исследуемой скважины по барометрической формуле:

где: i = 1, 2,

p₀ – затрубное давление, замеренное на устье, Па,

p₁ – давление на мандрели, Па,

p₂ – давление на «пятке» хвостовика, Па,

e - основание натурального логарифма, равное 2,72,

S - безразмерный параметр,

для точек «мандрель» (i = 1) и «пятка хвостовика» (i = 2) определяют значение безразмерного параметра S по формуле с учетом параметров эксплуатационного режима работы опорных скважин:

,

где: ΔH_i - величина вертикальных приращений TVD между точками «устье», «мандрель» и «пятка хвостовика», для каждого из участков «устье - мандрель», «мандрель - пятка хвостовика»,

- средняя температура по стволу скважины для i-го участка,

- коэффициент сверхсжимаемости газа для i-го участка,

средняя температура по стволу скважины рассчитывается как среднелогарифмическое двух величин в точках начала и конца рассматриваемого участка скважины по формуле:

где i = 1, 2,

T₀ – температура, замеренная на устье,

T₁ – температура на мандрели,

T₂ – температура в «пятке» хвостовика опорных скважин,

по зависимости Брауна-Катса определяют значение коэффициента сверхсжимаемости газа z_срi для i-го участка;

горизонтальную часть исследуемой скважины разбивают, по меньшей мере, на пять интервалов (от 1 до 5), при этом в качестве крайней правой границы горизонтальной части принимают середину интервала фильтров (СИФ),

динамическое забойное давление в исследуемой скважине определяют последовательно по формуле:

где

Δp_статк – величина гидростатического приращения давления на соответствующем интервале, определяемая по формуле , где h_k – величина вертикальных приращений TVD между границами упомянутых интервалов;

Δp_Lк – величина падения давления газа от изменения скорости потока газа по длине L_к соответствующего интервала по следующим формулам: Δp_Lк = 1,75⋅10^-4 L_к для L_к < 1300м, Δp_Lк = 1,1642⋅10^-3 L_к для 1300 ≤ L_к ≤ 2500, Δp_Lк = 1,75⋅10^-3 L_к для L_к > 2500;

Δp_трк - потери давления на трение по длине соответствующего интервала, определяемые по формуле F_rL_к, где F_r – постоянный коэффициент, принятый равным 4⋅10^-4 бар/м, L_к – длина соответствующего интервала,

при этом в качестве начального давления в точке к = 0 принимают величину давления в вертикальной части исследуемой скважины в точке i = 2 «пятка хвостовика».