Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения"

На правах рукописи УДК 622.276.5.001.5

КОРНАЕВА ДИАНА АЛАНОВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН, РАБОТАЮЩИХ ПРИ ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ

Специальность: 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5 АБГ 2015

556149Ь

Москва-2015

005561496

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть»),

Научный руководитель: Вольпин Сергей Григорьевич

кандидат технических наук, заведующий отделом гидродинамических исследований и моделирования в нефтегазовой отрасли, Федеральное государственное учреждение Федеральный научный центр «Научно-исследовательский институт

системных исследований Российской академии наук»

Официальные оппоненты: Федоров Вячеслав Николаевич

профессор, доктор технических наук, начальник отдела гидродинамических исследований скважин ООО «БашНИПИнефть» Мешков Василий Михайлович кандидат технических наук, начальник научно-исследовательского отдела гидродинамических исследований

СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»

Ведущая организация: Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Защита диссертации состоится «30» сентября 2015 г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д.002.076.01, созданного на базе ФГБУН ИПНГ РАН, 119333, г.Москва, ул.Губкина д.З

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря диссертационного совета и на сайте ФГБУН ИПНГ РАН, www.ipng.ru

Автореферат разослан« » 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук ^

Баганова М.Н.

Актуальность проблемы

В настоящее время в Западной Сибири эксплуатируется ряд нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, достижение рентабельного дебита на которых возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. В Восточной Сибири вступают в эксплуатацию нефтяные месторождения с обширными газовыми шапками, начальное пластовое давление которых мало отличается от давления насыщения. На таких месторождениях попытки увеличения дебита нефти за счет увеличения депрессии на пласт нередко приводят к снижению темпов отбора нефти, а иногда и к падению нефтеотдачи.

Величина давления насыщения индивидуальна для каждого месторождения или даже участка залежи. При достижении в пласте или в призабойной зоне условий, когда давление опускается ниже давления насыщения, в поровом пространстве происходит выделение растворенного в нефти газа, и, таким образом, появляются области пласта, где движется уже не жидкость, которую можно условно принять несжимаемой, а газожидкостная смесь. Это означает, что все законы движения насыщающих пласт флюидов и описания их состояния меняются и требуют учета наличия газовой фазы.

К настоящему времени промысловые эксперименты по снижению забойного давления ниже давления насыщения уже превратились в повседневный способ эксплуатации скважин, но, тем не менее, нет однозначных ответов на вопросы:

1. Каковы закономерности изменения коэффициентов продуктивности скважин с изменением давления ниже давления насыщения?

2. Какие из факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин, оказывают наибольшее влияние при снижении забойного давления ниже давления насыщения?

3. До какого предела следует снижать забойные давления ниже давления насыщения?

Эти основные вопросы показывают, что диссертационная работа, посвященная совершенствованию методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, несомненно, является актуальной.

Цель исследования Оценка влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на продуктивность скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ и оценка технологических особенностей и методов интерпретации гидродинамических исследований методом установившихся отборов в скважинах, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, по литературным данным.

2. Изучение факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

3. Разработка и апробация новых технологических и методических приемов для повышения информативности исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения.

4. Выявление и анализ особенностей исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались как теоретически, так и экспериментально в промысловых условиях. Проведен анализ литературного материала по данной проблеме. Проведен детальный анализ, интерпретация новых материалов исследований и переинтерпретация накопленного материала по исследованию скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Обработка результатов гидродинамических исследований выполнялась с помощью компьютерной программы Saphir компании Kappa Engineering и Testar компании «ЦГДИ «Информпласт».

Достоверность полученных результатов

Достоверность полученных в данной работе результатов базируется на большом количестве промысловых экспериментов, проведенных с использованием современного высокотехнологического оборудования, а также на использовании современных средств и методик проведения и интерпретации гидродинамических исследований скважин. Положения теории основываются на известных достижениях фундаментальных и прикладных научных дисциплин, сопряженных с предметом исследования диссертации.

Научная новизна

1. Разработан метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. На предложенный метод получен патент РФ (№2521090).

2. Предложены технологические и методические решения для исследований скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения.

3. Разработана и апробирована корреляционная методика прогнозирования продуктивности скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Основные защищаемые положения

1. Результаты комплексного анализа гидродинамических исследований методом установившихся отборов в скважинах, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири.

2. Технологические и методические решения для усовершенствования методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения.

3. Метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований.

4. Корреляционная методика прогнозирования продуктивности скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Практическая ценность н внедрение результатов работы

Проведенный обзор литературы может быть использован при выборе метода интерпретации индикаторных диаграмм, полученных в результате исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения.

Результаты, полученные в диссертационной работе, были использованы при разработке «Методических рекомендаций по проведению и интерпретации ГДИ скважин для условий Куюмбинского месторождения» для компании ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Методические рекомендации используются при проведении промысловых гидродинамических исследований на месторождениях ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». С их помощью удалось повысить информативность исследований и точность получаемых результатов.

Внедрение технологии исследований в условиях ряда месторождений, предусматривающей в течение всего периода проведения исследований непрерывную регистрацию давлений на выходе и на приеме насоса, уровня в затрубном пространстве, буферного и затрубного давлений на устье скважины, дебита на замерной установке на поверхности, позволяет определить давление насыщения по результатам гидродинамических исследований.

Полученная методика прогнозирования продуктивности скважин может быть использована на месторождениях, эксплуатирующихся при пластовых давлениях выше давления насыщения и забойных давлениях ниже

5

давления насыщения при отсутствии прорыва газа из газовой шапки, законтурной и (или) подошвенной воды.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на 12-ой международной научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (15-17 мая 2013, Томск); Всероссийской конференции с международным участием «Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития» (12-14 ноября 2013, Москва); 1-ой Научно-практической конференции «Управление инновациями в нефтегазовой отрасли» (24-25 октября 2013, Москва); Международная конференция «Математика и информационные технологии в нефтегазовом комплексе. (1418 мая 2014, Сургут).

Личный вклад автора

В течение 7 лет автор занимался планированием и интерпретацией гидродинамических исследований скважин на Куюмбинском, Терско-Камовском, Юрубчено-Тохомском, Талинском, Каменном, Северо-Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Висовом, Тайлаковском, и других месторождениях.

Автором разработана методика прогнозирования продуктивности скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Автором проведен комплексный анализ гидродинамических исследований более 100 скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири.

Автором предложены технологические и методические решения для усовершенствования методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения.

Автором разработан метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. На предложенный метод был получен патент РФ (№2521090).

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК. Получен 1 патент РФ (№2521090).

Структура и объем работы

Работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Диссертация изложена на 109 страницах, содержит 48 рисунков и 2 таблицы. Библиография насчитывает 108 наименований.

6

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Вольпину С.Г. за обсуждение основных результатов и оказанную всестороннюю помощь при написании диссертации: Белову в!Щ Дьяченко А.Г., Штейнбергу Ю.М., |Свалову A.BJ, Пономареву А.К., за ценные советы и консультации по ряду рассмотренных в работе вопросов. Автор выражает благодарность Афанаскину И.В., Крыганову П.В. Колеватову A.A. за содействие в проведении расчетов и оформлении работы. Автор также благодарен всему коллективу Центра гидродинамических исследований «ИНФОРМПЛАСТ» за предоставленные материалы промысловых исследований, внимание и помощь в ходе выполнения работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность работы.

В ГЛАВЕ 1 рассмотрена и проанализирована изученность методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, а также проведена оценка по литературным данным вопроса о целесообразности снижения забойного давления ниже давления насыщения.

На нефтяных месторождениях Советского Союза до 60-х годов увеличение дебита жидкости эксплуатационных скважин за счет снижения забойного давления лимитировалось величиной давления насыщения. Считалось, что снижение забойного давления ниже давления насыщения и вызванное этим выделение газа в пласте настолько повысят фильтрационные сопротивления в зоне разгазирования, что даже значительное увеличение депрессии на пласт не приведет к увеличению дебита жидкости. Опасались, что выделение газа в пласте уменьшит коэффициент нефтеотдачи пласта и вызовет запарафинирование призабойной зоны.

Так, например, в инструкциях по исследованию и установлению технологического режима работы скважин месторождений Башкирии и Татарии подчеркивалась необходимость сохранения забойных давлений выше давления насыщения. О желательности поддержания забойных давлений (а не только пластовых) выше давления насыщения указывалось в работах К.А. Царевича и И.А. Чарного. Причем К.А. Царевич связывал это с возможным уменьшением нефтеотдачи пласта, а И.А. Чарный - с необходимостью сохранения дебита скважин.

Однако ряд исследований показал, что при разработке нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнения,

снижение забойных давлений ниже давления насыщения вполне допустимо. Оказалось, что в некоторых случаях при вытеснении нефти из порового пространства водой присутствие газа не только не уменьшает, но даже увеличивает коэффициент нефтеотдачи, а снижение забойного давления ниже давления насыщения дает значительный прирост дебита жидкости.

Вопросам целесообразности снижения забойного давления ниже давления насыщения, посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов: В.Ф. Усенко, С.А. Лебедев, В.И. Портнов, В.Н. Щелкачев, М.Д. Розенберг, И.А. Чарный, К.А. Царевич, М.Т. Золоев, Г.А. Халиков, М.Т. Абасов, Г.И. Баренблатг, Ю.П. Желтов A.A. Боксерман, М.М. Глоговский, Б.Б. Лапук, Л.С. Лейбензон, М.Д. Миллионщиков, Г.Б. Пыхачев, Е.И. Хмелевских, С.А. Христианович, А.Ф. Блинов, Д.А. Эфрос, Botset H.G., Muskat М„ Standing М.В., Vogel J.V., Wyckoff R.D., Fetkovich M.J. и др.

Индикаторные диаграммы, построенные по результатам исследований скважин, работающих при давлении ниже давления насыщения, из-за наличия в некоторых зонах пласта газожидкостной смеси, не имеют вид прямой линии, что говорит о нарушении линейного закона фильтрации. В этом случае при интерпретации необходимо прибегать к иным по сравнению с однородной жидкостью законам течения и уравнениям состояния фильтрующейся фазы.

Также в главе 1 приводится краткий обзор основных методов интерпретации индикаторных диаграмм при забойных давлениях ниже давления насыщения, основанных на решениях Вогеля и Фетковича.

В ГЛАВЕ 2 приводится анализ и обобщение результатов комплексных гидродинамических исследований скважин на месторождениях Западной и Восточной Сибири, проведенных в разное время, с целью решения ряда задач:

■S определение зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения для пластов с разными фильтрационными характеристиками;

S определение давления насыщения (начала разгазирования) в пласте по данным исследований скважин,

■S определение забойного давления, ниже которого начинается снижение коэффициента продуктивности;

■S определение фильтрационных параметров продуктивных пластов по исследуемым скважинам, оценка состояния призабойной зоны скважин и др.

Практически все индикаторные диаграммы на исследуемых в рамках работы месторождениях имеют вид линий, вогнутых к оси давлений. Как уже

8

отмечалось ранее в главе 1, это может быть вызвано, по мнению исследователей, действием различных факторов. Считается, что существуют три группы причин, вызывающих падение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления:

■S снижение фильтрационных характеристик пласта, в частности, в результате смыкания трещин или повышения вязкости и плотности флюида;

■S возникновение при движении жидкости по трещинам инерционных сопротивлений;

■S снижение забойного давления ниже давления насыщения, приводящее к появлению в пласте свободного газа, затрудняющего фильтрацию жидкости.

Следует отметить, что последний фактор приводит к снижению коэффициента продуктивности при фильтрации жидкости в любом коллекторе. Именно эта причина, по мнению автора, является определяющей в условиях исследуемых в работе месторождений.

В качестве примера на рис.1 показано сопоставление диаграмм по скважинам Куюмбинского месторождения.

250

то с 2

° 200 о

X

X

9 с;

m

5 150

V

о х

о ю

<3 100

50

О 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

з

Дебит жидкости, м /сут

Рисунок 1 - Индикаторные диаграммы. Куюмбинское месторождение. Скв. К-2, К-17, К-214

Из рисунка видно, что все индикаторные диаграммы изначально имеют вид вогнутых к оси давлений кривых. Начальное пластовое давление для

таких месторождений всегда на глубине ГНК равно давлению насыщения. Указанное выше явление приводит к тому, что в призабойной зоне скважины, вскрывшей чисто нефтенасыщенную зону, выделение из нефти свободного газа начинается даже при создании незначительных депрессий. Присутствие свободного газа в пласте уменьшает фазовую проницаемость для нефти и, соответственно, понижает продуктивность скважины.

На рис. 2 приведены индикаторные диаграммы, построенные по результатам исследований в скважине 1183 Приобского месторождения с интервалом в 2 года.

Рисунок 2 - Индикаторные диаграммы. Месторождение Приобское.

Скв. 1183

Как видно из графика на индикаторных диаграммах отмечается прямолинейный участок, в пределах которого коэффициент продуктивности не меняется. Далее, по мере снижения забойного давления, появляется участок снижения коэффициента продуктивности. На индикаторных диаграммах ему соответствует участок, искривленный к оси депрессии.

На рис. 3 приведена индикаторная диаграмма, полученная по результатам исследований скв.2553 Талинского месторождения. Необходимо отметить, что величина давления насыщения на Талинском месторождении высокая и близка к начальному пластовому давлению. В связи с этим наблюдается резкое снижение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

150

с 140

%

1— 130

о

«Г S 120

I

<и q 110

СО

те Ч 100

QJ

О X 90

>s

о ю 80

та

со 70

60

50

44 ^

■ч Ч S \ \ /•48 Гц 56Гц ^50Гц 60Гц5®££г-*53 Гц

20

40

60

80

100

120

Дебит жидкости, м /сут

Рисунок 3 - Индикаторная диаграмма. Месторождение Талинское.

Скв.2553

Из графика видно, что до определенного момента с увеличением депрессии дебит возрастает, а коэффициент продуктивности падает. На это указывает искривление индикаторной диаграммы. Далее дебит скважины начинает снижаться, индикаторная диаграмма загибается к оси давлений. Причиной такого характера работы скважины является процесс значительного разгазирования нефти в пласте. Необходимо отметить, что данный случай искривления индикаторных диаграмм не может быть описан общепринятыми уравнениями Вогеля и Фетковича. Интерпретация подобных индикаторных диаграмм должно быть предметом отдельного самостоятельного изучения и в данной работе не рассматривается.

Согласно зарубежным источникам в случаях, когда пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление ниже давления насыщения, для оценки дебита скважины рекомендуется использовать композитную зависимость Вогеля:

q =q.„c+

кр, 1,8

1-0,2—-0,? Р„

(1)

где: q - дебит нефти, qHac - дебит нефти, при р>р„, р„ - давление насыщения нефти газом, К - коэффициент продуктивности, соответствующий однофазной фильтрации, р - давление на забое скважины.

Однако, построив многочисленное количество индикаторных диаграмм для различных месторождений по уравнениям Вогеля и Фетковича, был сделан вывод, что наиболее обоснованным для обработки индикаторных диаграмм, является уравнение Фетковича:

д=К0(рт-рн)+^(рн2-р2)", (2)

где: К0 - начальный коэффициент продуктивности, соответствующий фильтрации нефти в однофазном состоянии; р„ - давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, У- коэффициент продуктивности двухфазной фильтрации; п - показатель степени. Преимущества уравнения Фетковича заключаются в том, что: во-первых, оно хорошо описывает фильтрацию газированной жидкости, во-вторых, учитывает влияние инерционных сопротивлений. Особенности фильтрации газированной жидкости в уравнении Фетковича характеризуются коэффициентом У и показателем степени п.

На рис.4 (а, б) построены индикаторные диаграммы для различных месторождений, на которых, при высоких дебитах, расчетные кривые, полученные по уравнению Вогеля, существенно расходятся с расчетными кривыми по уравнению Фетковича и фактическими точками.

Рисунок 4 - Индикаторные диаграммы, (а) - Приобское месторождение.

Скв.8206; (б) - Куюмбинское месторождение. Скв.К-2

В главе 3 приводится методика обработки индикаторных диаграмм, основанная на решении Фетковича, в результате которой возможно получить коэффициент Т и показатель степени и, характеризующие приток из пласта при разгазировании в призабойной зоне.

ГЛАВА 3 посвящена развитию технологий проведения и методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения.

Технология исследований скважин, эксплуатирующихся с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН) при забойных давлениях ниже давления насыщения, имеет свои специфические особенности. Для проведения исследований насосных скважин, эксплуатирующихся ниже давления насыщения, была разработана технология исследований, включающая в себя исследования методом установившихся отборов, методом прослеживания уровня и там, где это возможно, - методом восстановления давления.

В процессе работы скважины на ее стандартном рабочем режиме, на частоте питающего напряжения ЭЦН 50 Гц или на близких частотах, задаваемых частотным преобразователем, регистрируются во времени изменения следующих параметров: забойного давления (рпр.тс) на приеме погружного насоса с помощью дистанционного датчика, и давления (рг1.прб) на выкиде насоса в НКТ - глубинным дистанционным прибором, буферного (Рбуф) и затрубного (Рэтр) давлений на устье скважины, динамического уровня (Ид) в затрубном пространстве, дебита скважины на поверхностной замерной установке. Вся эта информация необходима для определения дебита притока из пласта, давления насыщения и других характеристик.

Характерной особенностью исследований малодебитных скважин может быть длительное отсутствие подачи продукции на замерной установке на поверхности. Это не может свидетельствовать об отсутствии поступления жидкости из пласта в скважину. Это справедливо и для низкодебитных скважин, работающих ниже давления насыщения. Для определения истинного текущего дебита притока из пласта необходимо кроме измерений его на поверхности учитывать динамику жидкости в стволе скважины (рис. 5 а, б). Это позволяет сделать формула, полученная в центре «Информпласт», позволяющая уточнить дебит притока с учетом динамики флюидов в системе «пласт-скважина».

^¿(Д^+Д Утр+АУзатр), (3)

где: Л/ - интервал времени, в пределах которого определяется дебит; АУу -объем жидкости, прошедший за интервал времени А/ через замерную установку на поверхности; АУтр - объем жидкости, поступивший за интервал времени А/ в насосно-компрессорные трубы; ЛУХ1тр - объем жидкости, поступивший за интервал времени А(в затрубное пространство.

9.10 14.10 19.10 24.10 29.10 3.11 8.11 13.11

Календарное время

(а)

Календарное время

(б)

Рисунок 5 - Технологическая карта гидродинамических исследований, (а) - изменение дебита на поверхности (красным), (б) - расчетный дебит (красным). Приобское месторояадение. Скв. 1183

Так, для скважин с ЭЦН для расчета дебита притока помимо изменения объема, полученного на замерной установке, необходимо определить изменение объемов в трубном и затрубном пространстве через регистрацию устьевых давлений и давлений над и под насосом:

f

АУш, = ~~~ (ЛРзаб ~ ЛРбуф) , (4)

Г >co р

ЬУзатр = --{Ьрпрмс-Ьрзатр), (5)

гж о

где: pv - плотность притекающей из пласта жидкости; Аршв -изменение давления на выкиде насоса за интервал времени At; Арприас -изменение давления на приеме насоса за интервал времени At; Ар6уф и Арзатр -изменения буферного и затрубного давлений за интервал времени At;/и F -площади сечений, соответственно трубного и затрубного пространств; g -ускорение свободного падения. На рис.5(а, б) показаны кривые изменения всех этих необходимых параметров, а также кривые изменения дебита на поверхности (рис.5а) и расчетного дебита (рис.56), которые, как видно из графиков, значительно отличаются. Для построения индикаторной диаграммы необходимо использовать данные расчетного дебита.

Как правило, необходимые данные о свойствах нефти, в том числе и величина давления насыщения, определяются как осредненное значение для всего объекта. В реальности, в зависимости от геологических условий эти свойства могут заметно отличаться по скважинам.

В этой связи был разработан способ, позволяющий определить величину давления насыщения по данным промысловых исследований, и позволяющий расширить базу данных о давлениях насыщения для объекта. На предложенный метод был получен патент РФ (№2521090). Согласно технологии в течение всего периода исследований непрерывно производятся измерения давлений на выходе и на приеме насоса, уровня в затрубном пространстве, буферного и затрубного давлений на устье скважины, дебита на замерной установке, на поверхности (рис. 6).

Далее для контроля за процессами в стволе скважины и определения начала разгазирования следует рассчитывать на каждый момент времени среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве. Средняя плотность смеси определяется по формуле:

Рприас Р затр

Рсм (Zw-rHP)g' (6)

где: Рсм~ плотность смеси в затрубном пространстве; рпрмас и рмтр- давление, соответственно на приеме насоса и устьевое затрубное; h„p„ac - глубина нахождения датчика давления на приеме насоса; ГНР - глубина уровня нефти в затрубном пространстве.

Рисунок 6 - Определение давления насыщения в промысловых условиях

Сопоставляя кривую изменения плотности с изменением давления на приеме насоса (рис.7), можно определить величину давления насыщения. Работа газосепаратора, находящегося ниже приема насоса, предотвращает перенасыщение нефти газом и выделившийся из нефти газ выбрасывается в затрубное пространство, что сразу же приводит к уменьшению плотности смеси в затрубном пространстве.

Технический эффект заключается в том, что предлагаемый способ определения давления насыщения является весьма чувствительным и позволяет расширить базу данных о давлениях насыщения для объекта.

Встречаются случаи малодебитной скважины, когда однозначную зависимость средней плотности жидкости по формуле (6) получить невозможно. В стволе такой скважины всегда присутствует определенный объем технической воды, и расчет плотности жидкости в затрубном пространстве имеет свои особенности. Нефть в таких скважинах при восстановлении уровня после остановки насоса поступает в затрубное пространство и происходит перемещение воды из затрубного пространства в трубки до полного ее замещения.

Рисунок 7 — Зависимость плотности смеси в затрубном пространстве и коэффициента продуктивности от забойного давления

С момента времени, когда в затрубном пространстве останется только нефть, с учетом того, что процессы при КВУ из-за малого дебита в каждый момент времени можно считать квазистационарными, ее плотность в затрубном пространстве будет постоянной при давлении выше давления насыщения. Это наблюдается на кривых изменения уровня жидкости в затрубном пространстве и давления на приеме насоса. Начиная с определенного момента плотность жидкости, поступающей в затрубное пространство, определяемая по формуле (7), становится постоянной.

= (Р.-Ро) (7)

У Ж / / 7 \ » V' /

рж - плотность притекающей жидкости; р0 и И0 - давление на приеме насоса и высота столба жидкости в момент остановки насоса; рк и Ик - пластовое давление и соответствующая ему высота столба жидкости.

В качестве примера приводятся результаты исследований скважины 2766 Приобского месторождения. Необычно выглядит график зависимости средней плотности смеси в затрубном пространстве от давления на приеме насоса, рис. 8.

В отличие от остальных скважин, плотность по мере снижения давления не уменьшается, а остается постоянной и даже увеличивается. Это объясняется перераспределением воды, находящейся в скважине. Пуск насоса приводит к оттоку воды из затрубья в НКТ, что вызывает снижение плотности смеси до плотности нефти, а при снижении давления на приеме насоса ниже давления насыщения - меньше плотности нефти. Но при дальнейшем снижении давления на приеме насоса наступает момент, когда водонефтяной раздел спускается до приема насоса. При этом начинает происходить отбор нефти из затрубья.

1.2

С 11

■о

I-

о

С

0.9 0.8 0.7 0.6

0.5

160 140 120 100 80 60 40 20

_Забойное давление, 0.1 МПа

о средняя плотность смеси в затрубном пространстве _■ средняя плотность флюидов поступающих в затрубное пространство

Рисунок 8 - Определение давления насыщения по промысловым данным. Месторождение Приобское. Скв. 2766

Принято считать, что индикаторная зависимость в стандартных координатах д-р имеет линейный характер в диапазоне от пластового давления до давления насыщения, а при меньших давлениях изгибается в направлении к оси дебитов. Однако в работе было выявлено, что на реальных индикаторных зависимостях отклонение от прямой линии начинается обычно не в точке давления насыщения рн, а при несколько более низком давлении. Обозначим его рн* (рис.7). Разность между р„ и р* может достигать 10 - 15% от величины давления насыщения. Исходя из указанных соображений, для прогнозирования дебита скважин при давлениях ниже давления насыщения

по формуле (2), необходимо знать давление насыщения рн, а точнее давление начала падения коэффициента продуктивности рн *.

В ГЛАВЕ 4 предлагается методика для прогнозирования дебита скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения. Определив по каждой скважине коэффициенты продуктивности К0, пластовые давления рт, а также давления /?„*, можно провести обработку участков индикаторных диаграмм, вогнутых к оси давлений. В результате обработки будут получены параметры 3' к п, характеризующие, как было показано в главе 3, приток из пласта при разгазировании в призабойной зоне.

Представим уравнение (2) в следующем виде:

\п(д-до) = Ш'+п1п(р„*2-р2), (8)

где

Яо = К, (рПл - Р* ), (9)

В выражениях (8) и (9) в отличие от формулы (2) вместо давления насыщения р„ поставлено давление р,,*, ниже которого начинается искривление индикаторной диаграммы.

Выражение (8) представляет собой уравнение прямой линии в координатах [1п(р„* 2 - р 2), 1п(д - до)]- Преобразованные в указанных координатах индикаторные диаграммы по всем исследованным скважинам Приобского месторождения представлены на рис. 9.

5

ю!-------

3-2-101234

1п(д - до)

Рисунок 9 - Преобразованные индикаторные диаграммы при забойных давлениях ниже давления насыщения. Месторождение Приобское

19

При их построении по аналогии с графиками обычных индикаторных диаграмм на оси абсцисс откладывались значения функции 1п(д - цп), уравнение (8), а по оси ординат - значения аргумента 1п(р„* 2 - р 2). Искомые параметры У и и определяются из следующих соотношений:

J• = e-Bxe■a, (10)

и (11)

где: а - угол наклона преобразованной индикаторной диаграммы к оси ординат; В - отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Следует обратить внимание на то, что преобразованные индикаторные диаграммы по скв. 1183, построенные по данным исследований 1995 и 1997г.г., совпали между собой. Соответственно, практически совпали и определяемые по ним параметры J' и л. Следовательно, за два года эксплуатации скважины при давлении ниже давления насыщения не произошло никаких изменений характера фильтрации и фильтрационных параметров призабойной и удаленной зон пласта.

Полученные по всем скважинам параметры кп приведены в таблице 1. В этой таблице также сведены определенные коэффициенты продуктивности, пластовые давления, давления насыщения и давления, при которых начинается искривление индикаторных диаграмм.

Таблица 1

Результаты определения характеристик, необходимых для прогнозирования дебитов скважин Приобского месторождения

№ скважины Дата исследования Рпл, МПа р„. МПа Р»*, МПа Ко, м3/суг-МПа J^x 103 я

1 2 3 4 5 6 7 8

210 13.08.97 -29.08.97 16.83 12.40 11.70 11.70 7.348 0.913

1130 31.08.97- 15.09.97 16.73 12.60 11.30 8.10 2.888 0.991

1183 03.11.95 - 13.11.95 20.80 12.74 11.58 1.91 0.297 1.090

1183 09.10.97 - 14.11.97 17.79 12.74 11.40 1.75 0.290 1.090

2766 08.05.96 - 13.07.96 18.97 11.50 - 0.30 0.012 1.171

3101 20.09.97-04.10.97 17.62 12.60 - 17.60 13.133" 0.791°

" - значения параметров двухфазной фильтрации для скв.3101 определены эмпирически.

При сопоставлении между собой по разным скважинам параметров, характеризующих приток в скважину при давлениях выше и ниже давления

насыщения, а именно: коэффициента продуктивности К0, параметров ./' и и отмечается довольно четкая взаимосвязь между ними. С увеличением коэффициента продуктивности от 0.03 в скв. 2766 до 1.17 в скв. 210 происходит увеличение параметра Ус 0.01210"3 до 7.348 10"3 и уменьшение параметра п с 1.171 до 0.913.

По данным, приведенным в табл. 1, выявлены корреляционные зависимости между этими параметрами. На рис. 10 показана зависимость между коэффициентом продуктивности К0 и параметром ./'. В билогарифмических координатах она хорошо аппроксимируется прямой линией.

• - СКВ. 210 (АС10 ) • - СКВ. 1130 (АС10)

• - скв. 1183 ( АС10, АС11, АС12 ) -1995 г. • - скв. 1183 ( АС10, АС11. АС12 ) - 1997 г.

• -скв. 2766 (АС12)_

Рисунок 10 — Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации У и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации Ко. Месторождение Приобское

Эмпирическая зависимость между параметрами К0 и 7' записывается при этом так:

У= 0.005 К01717 (12)

На рис. 11 показана корреляционная зависимость между коэффициентом продуктивности и параметром п. Как видно из графика, она является линейной. Корреляционная связь описывается следующим выражением:

и = 1.146-0.2 (13)

Корреляционные зависимости (12) и (13) между коэффициентами продуктивности и параметром У и показателем степени п получены для достаточно большого диапазона изменения коэффициента продуктивности 0.03 - 1.17. В этот диапазон по величине коэффициента продуктивности укладывается большинство скважин Приобского месторождения. Поэтому, зная начальный коэффициент продуктивности какой-либо скважины, можно для нее рассчитать параметры У'и п.

1.2

П

1.1

1.0

0.9

0.8

0.0 0.5 1.0 1.5 „ 2.0

Ко

• -скв. 210(АС10) »-скв. 1130 ( АС10 )

• - скв. 1183 ( АС10, АС11. АС12) -1995 г. • - скв. 1183 ( АС10, АС11, АС12 ) -1997 г. »-скв. 2766 (АС12 )

Рисунок 11 - Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации и и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации. Месторождение Приобское

Следует отметить, что значения давления рн*, ниже которого начинается влияние разгазирования в пласте на приток к скважине, вызывающее искривление индикаторных диаграмм, находятся по исследованным скважинам в небольшом диапазоне 11.3 - 11.7 МПа.

Поэтому, приняв его одинаковым для всех скважин и в среднем равным 11.5 МПа, можно записать уравнение (2) с учетом (12) и (13) в следующем виде:

Я= К<Лрт-11.5) + 0.005 Ко 717 (11.5 2-р 2) 11502Ко ..

(14)

Выражение (14) представляет собой универсальную формулу для прогнозных расчетов дебитов скважин Приобского месторождения при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Рассмотрим, как будут выглядеть индикаторные диаграммы при снижении пластового давления в процессе эксплуатации скважины. При этом параметры 3' пп остаются в процессе эксплуатации скважины при забойных давлениях ниже, а пластовом давлении выше давления насыщения, постоянными. Прогнозные индикаторные диаграммы по скважине 3101 для разных пластовых давлений приведены на рис. 12. Они остаются параллельными, как выше, так и ниже давления насыщения. Последней индикаторной диаграммой, описываемой уравнением (14), будет диаграмма при пластовом давлении, ниже которого начинается искривление индикаторной диаграммы. При этом первый член уравнения обращается в ноль, в результате чего на диаграмме исчезает прямолинейный участок.

160

120

140

Дебит жидкости, м /сут

Рисунок 12 — Прогнозные индикаторные диаграммы для различных пластовых давлений. Месторождение Приобское. Скв. 3101

23

Аналогичные результаты исследований были получены и для скважин

Приразломного месторождения.

В Заключении сделаны основные выводы по результатам

выполненных научных исследований:

1. В условиях рассмотренных месторождений основной причиной искривления индикаторных диаграмм является снижение фазовой проницаемости по нефти в призабойной зоне продуктивного пласта при наличии в ней достаточно большого количества свободного газа. Индикаторная линия при забойном давлении ниже давления насыщения изгибается в направлении оси депрессий (забойных давлений), что означает уменьшение продуктивности скважин.

2. Проведенные в данной работе исследования показали, что при использовании уравнения Вогеля для обработки индикаторных диаграмм расчетная кривая быстро начинает отклоняться от фактических данных. В работе показано, что реальным индикаторным кривым наиболее соответствует уравнение Фетковича.

3. Разработана технология исследований скважин, работающих при забойных давлениях ниже давления насыщения, имеющая свои специфические особенности, связанные с работой погружных насосных установок с газосепаратором и имеющих станцию управления с частотным преобразователем.

4. В работе предложен метод, позволяющий с достаточно высокой точностью определить величину давления насыщения по данным гидродинамических исследований, и позволяющий расширить базу данных о давлениях насыщения для объекта. На разработанный метод получен патент РФ 2521090. Кроме того, предложена методика для определения давления насыщения и для малодебитных скважин.

5. Выявлено, что на реальных индикаторных зависимостях отклонение от прямой линии начинается обычно не в точке давления насыщения р„, а при несколько более низком давлении р„*. На основании этого в уравнении Фетковича рекомендовано использовать вместо величины давления насыщенияр„ величину начала искривления индикаторной диаграммы р„*.

6. В результате обработки по ряду месторождений вогнутых к оси давлений участков индикаторных диаграмм получены коэффициент У и показатель степени и из уравнения Фетковича, характеризующие приток из пласта при разгазировании в призабойной зоне.

7. Показано, что на объектах, эксплуатирующихся при пластовых давлениях выше давления насыщения, а забойных давлениях ниже давления насыщения, коэффициент ./' и показатель степени п в уравнении

24

Фетковича в течение времени при прочих равных условиях остаются постоянными. Они являются функциями начального коэффициента продуктивности К0, соответствующего однофазной фильтрации. Это позволяет прогнозировать производительность скважины.

8. Разработана методика для определения прогнозного дебита скважин. Предложенная методика апробирована на Приобском, Приразломном, Куюмбинском и Юрубчено-Тохомском месторождениях.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Вольпин С.Г. Повышение информативности исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, методом установившихся отборов / H.H. Диева, С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // Бурение и нефть. - 2014. - №1. - С. 4143.

2. Вольпин С.Г. Перспективы применения волновой технологии термо-газо-химического воздействия для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений / С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, H.H. Смирнов, М.Н. Кравченко, H.H. Диева, А.Р. Саитгареев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №1. — С. 62-66.

3. Пат. 2521090 Российская федерация. Способ определения давления насыщения нефти газом / С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, A.B. Свалов, Ю.М. Штейнберг // М.: 2014.

4. Корнаева Д.А. Совершенствование методов ГДИ скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения /Д.А. Корнаева // Инженерная практика. -2013. - №9. - С.14 -16.

5. Афанаскин И.В. Зависимость продуктивности скважин, вскрывающих подгазовые нефтяные залежи в карбонатных коллекторах, от забойного давления. Эффективность ОПЗ скважин с большим газовым фактором /И.В. Афанаскин, Д.А. Корнаева, С.Г. Вольпин и др. // Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития. Материалы Всероссийской конференции с международным участием 12-14 ноября 2013 г. М.: ГЕОС. - 2013. - С. 10-13.

6. Афанаскин И.В. Влияние депрессии на продуктивность нефтяных скважин при разработке подгазовых зон в карбонатных коллекторах/ И.В. Афанаскин, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // Нефтесервис. -2013.-№3.-С. 34-36.

7. Вольпин С.Г. Анализ методов интерпретации индикаторных диаграмм для скважин с трещинами гидроразрыва пласта при забойном давлении ниже давления насыщения с помощью численного моделирования / С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, A.B. Свалов, И.В. Афанаскин, А.Р. Саитгареев //Труды НИИСИ РАН. - 2014. - Том 4. - №1. - С.66-69.

8. Вольпин С.Г. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения/ С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, А.Р. Саитгареев //Сборник научных трудов / ОАО «ВНИИнефть», - 2013. - Вып.146. - С.159 - 170.

9. Вольпин С.Г. О погрешности определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований скважин при использовании датчиков давлений телеметрических систем / С.Г. Вольпин, А.Р. Саитгареев, Д.А. Корнаева, И.В. Афанаскин // Сборник научных трудов ОАО «ВНИИнефть». — 2013. — Вып.149. - С.83 — 102.

10. Вольпин С.Г. Совершенствование методов ГДИ скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения / С.Г. Вольпин, A.B. Свалов, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // 12-ая международная научно-техническая конференция «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (15-17 мая 2013, Томск): труды конф. — Томск: Изд. Томского политехнического университета. — 2013.-С. 46.

11. Колеватов A.A. О влиянии разрешающей способности измерительных средств на достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта / A.A. Колеватов, С.Г. Вольпин, И.В. Афанаскин, А.Р. Саитгареев, Д.А. Корнаева // Международная конференция «Математика и информационные технологии в нефтегазовом комплексе. (14-18 мая 2014, Сургут): Тезисы докладов. — Сургут: ИЦ СурГУ. - 2014. - С. 238-241.

Соискатель Корнаева Д.А.

Подписано в печать 24.07.2015. Формат 60x84 1/16. Усл. печ. л. 0,93. Усл. кр.-отт. 3,72. Уч.-изд. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ 181

Отпечатано в типографии ООО "Первый Проджект"