RU2661502C1 - Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера - Google Patents
Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661502C1 RU2661502C1 RU2017126875A RU2017126875A RU2661502C1 RU 2661502 C1 RU2661502 C1 RU 2661502C1 RU 2017126875 A RU2017126875 A RU 2017126875A RU 2017126875 A RU2017126875 A RU 2017126875A RU 2661502 C1 RU2661502 C1 RU 2661502C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- gas
- wellhead
- flow rate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000011160 research Methods 0.000 title claims description 13
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 12
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 5
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 claims description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 claims 1
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 73
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 230000002110 toxicologic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000759 toxicological effect Toxicity 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для оптимизации периодичности газодинамических исследований (ГДИ) скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) выдает команду системе телемеханики кустов скважин (СТКС) на проведение испытаний. Получив команду, ее контролируемый пункт (КП) фиксирует на выбранной скважине значения забойного, устьевого и затрубного (если датчик установлен) давления, температуру газа на устье и дебит. Значение забойного давления КП определяют расчетным путем по соответствующей формуле. Затем КП останавливает работу выбранной скважины и заданным шагом дискретизации контролирует давление на устье и/или за колонной до полной его стабилизации. Далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированную в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой полученной информации от СТКС формирует кривую восстановления давления КВД скважины и сохраняет ее в своей базе данных (БД). После стабилизации давления по команде, поступивший из АСУ ТП в СТКС, КП осуществляет пуск скважины в работу с минимальным предварительно заданным дебитом Q и регистрирует с заданным шагом дискретизации во времени фактический дебит, устьевое и/или затрубное давление скважины. По окончании этого цикла система переключается на проведение испытаний скважины обратным ходом, с больших дебитов скважин к меньшим. Расчетным путем определяет значения забойного давления рз скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Эти параметры система использует для обработки результатов ГДИ на основе уравнения 
, описывающего приток газа к забою скважины, где рпл - пластовое давление, рз - забойное давление. Когда изменение параметров а, b и рпл после предыдущих испытаний укладывается в рамки допусков утвержденной модели разработки месторождения, на этом процесс ГДИ скважины заканчивается. Технический результат заключается в повышении эффективности способа оптимизации газодинамических исследований скважины, улучшении экологической безопасности.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для оптимизации периодичности проведения газодинамических исследований (ГДИ) газовых и газоконденсатных скважин.
Цель изобретения - повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
Газодинамические исследования являются основным источником информации об изменении продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. ГДИ включают: снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки; снятие кривых стабилизации давления и дебита при пуске скважины в работу на конкретном режиме (с определенным диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы) и снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных режимах.
Периодичность проведения ГДИ скважин устанавливается проектным документом по разработке месторождения и, как правило, для нефтегазоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера, в силу трудоемкости работ, составляет один раз в 2-3 года.
Исследования показали, что основные фильтрационные характеристики пласта и скважины в период постоянных отборов газа являются медленно меняющимися функциями времени. Вместе с тем, вследствие наличия литологических окон, эксплуатации скважин с повышенной нагрузкой, вследствие сезонных колебаний потребительского спроса возможен преждевременный прорыв воды к интервалу перфорации и разрушение призабойной зоны пласта, снижающие продуктивность скважины. Продуктивность газоконденсатных скважин может снижаться за счет насыщения порового пространства пласта-коллектора жидкой фазой конденсата по мере снижения пластового давления. Кроме того, имеет место естественное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта за счет сжатия породы под действием горного давления при выработке запасов. При переходе разработки месторождения в стадию падающей добычи ситуация имеет тенденцию к значительному ухудшению.
Это требует увеличения дискретизации исследований. Данное решение, при использовании общепринятых методов, имеет ряд существенных недостатков.
Известен способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) [Гриценко А.И, Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. «Руководство по исследованию скважин». - М.: Наука, 1995, стр. 21-22, 175-178, 487-489.], включающий остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и конденсата на нескольких режимах работы с использованием ДИКТ, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b.
Существенным недостатком способа является выпуск газа в атмосферу, связанный с использованием ДИКТ. Условие критического истечения газа через диафрагму или штуцер при исследовании скважины не позволяет ей работать в общий кустовой газосборный коллектор, что исключает использование газа, поступающего из скважины во время испытаний. Именно поэтому исследования проводятся со сбросом газа по факельной линии в атмосферу (сжигание). При проведении ГДИ указанным способом невозможно добиться исключения выпуска газа в атмосферу с бесполезным сжиганием его в факельных установках, не исключается вредное воздействие на окружающую среду и персонал, выполняющий исследовательские работы на скважинах. Среди вредных факторов можно указать токсикологическое воздействие на сотрудников и окружающую среду метанола, СО, СО2, частично несгоревшего природного газа и других продуктов горения, а также шум, возникающий при сбросе газа, достигающий 120 дБ.
Другим недостатком способа является невысокая точность определения величины расхода (дебита) газа, связанная с абразивным износом диафрагм. Так при изменении диаметра шайбы на 0,05 мм относительная ошибка определяемого дебита составляет 8-10%.
Кроме того, реализация известного способа требует постоянного наличия обслуживающего персонала у контролируемой скважины, что крайне нежелательно в зимних условиях Крайнего Севера.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации, который включает остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины в газосборный коллектор и замер дебита газа на нескольких режимах работы методом переменного перепада давления на сужающем устройстве, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, при этом исследуемые скважины разделяют на пары, имеющие максимальную степень наложения контуров питания, и относят каждую из скважин пары к разным группам, и одновременно исследуют две группы скважин, состоящих из одноименных пар, причем одну группу на режимах обратного хода с уменьшением дебита до полной остановки, а другую - на режимах прямого хода с увеличением дебита до предельно допустимой величины, а затем направление изменения дебита в обоих группах меняют на противоположное, при этом контролируют суммарный дебит каждой пары скважин и общий дебит куста, удерживая их близкими к постоянным значениям для каждой пары скважин с точностью до 30%, а для шлейфа с точностью до 10% [см. патент на изобретение РФ №2338877, опубликовано: 20.11.2008, бюл. №32].
Существенным недостатком указанного способа для многопластовых месторождений является то, что не всегда количество скважин на кусте может быть четным, чтобы образовать пары, и нет ни какой гарантии того, что все имеющиеся на кусте скважины предназначены для добычи газа с одного пласта, т.е. нет гарантии возможности подбора пары скважин для проведения ГДИ.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание способа по оптимизации периодичности проведения газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера.
Техническим результатом, достигаемым от реализации предлагаемого изобретения, является обоснование выбора скважин для проведения стандартных ГДИ, благодаря чему появляется возможность существенно снизить затраты на дорогостоящие исследования, сократить технологические потери газа, улучшить экологическую безопасность, так как основная масса стандартных ГДИ скважин выполняется с выпуском газа на факел.
Указанная задача решается, а технический результат достигается тем, что способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера обеспечивает обоснование выбора скважин для проведения стандартных гидродинамических исследований скважин (ГДИ). Для этого при осуществлении плановых остановок скважин, проводимых в соответствии с рекомендациями проектных документов на разработку месторождения, с периодичностью не реже 1-2 раза в год с целью контроля величины статического устьевого и пластового давления, снимают кривую восстановления давления (КВД) после остановки скважины. Также снимают кривые стабилизации давления и дебита при пуске скважины в работу на заданных геологами режимах расхода и снимают индикаторную кривую, отражающую зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных режимах.
Команду на проведение испытаний скважин подает автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ), которая для установления статического давления на устье скважин куста выдает системе телемеханики кустов скважин (СТКС) команду на остановку их работы.
СТКС состоит из диспетчерского пункта ДП и связанных с ним каналами связи контролируемых пунктов КП, которые устанавливают по одному на каждом кусте скважин и подключают к датчикам измерения параметров и исполнительным механизмам своего куста скважин. На устьях скважин устанавливают датчики расхода, температуры и давления газа, измеряют устьевое давление и, при наличии затрубного датчика давления, заколонное давление.
Решения о проведении испытаний скважин принимают геологи, и по их команде АСУ ТП приступает к проведению ГДИ скважин. С этой целью она выдает команду СТКС на проведение испытаний. Получив команду, ее КП фиксирует на выбранной скважине значения забойного, устьевого и затрубного (если датчик установлен) давления, температуру газа на устье и дебит. Значение забойного давления КП определяют расчетным путем по соответствующей формуле. Затем КП останавливает работу выбранной скважины и заданным шагом дискретизации контролирует давление на устье и/или заколонное до полной его стабилизации. Далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированную в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой полученной информации от СТКС формирует кривую восстановления давления КВД скважины и сохраняет ее в своей базе данных БД. После стабилизации давления по команде, поступивший из АСУ ТП в СТКС, КП осуществляет пуск скважины в работу с минимальным предварительно заданным дебитом Q и регистрирует с заданным шагом дискретизации во времени фактический дебит, устьевое и затрубное давление (если датчик установлен) скважины. После этого КП во время сеансов связи передает эту информацию, сформированную в виде пакета, через ДП в АСУ ТП. АСУ ТП на основе этой полученной от СТКС информации формирует кривую стабилизации устьевого (затрубного) и забойного давления, а также соответствующего им фактического дебита. При этом значение забойного давления определяется системой расчетным путем по соответствующей формуле. И как только давление и дебит скважины стабилизируются, фиксируется время окончания стабилизации, регистрируются соответствующие этому моменту времени давление на устье (в затрубном пространстве), забойное давление и дебит скважины, а также температура газа на устье в качестве установившихся параметров первого режима исследования. Вся эта информация хранится в БД АСУ ТП.
После этого АСУ ТП совместно с СТКС переходит к испытанию скважины на следующем режиме, повторяя описанную процедуру заранее заданное число раз с заданными значениями дебита скважины, определяемыми геологами. По окончании этого цикла система переключается на проведение испытаний скважины обратным ходом, с больших дебитов скважин к меньшим, повторяя описанную процедуру заданное число раз с заранее заданными значениями дебита скважины. При этом в процессе проведения замеров, в зависимости от конструкции и паспортных данных скважин, расчетным путем по измеряемым параметрам при каждом цикле опроса АСУ ТП определяет значения забойного давления р3 скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Эти параметры система использует для обработки результатов ГДИ на основе уравнения 
, описывающего приток газа к забою скважины, где рпл - пластовое давление, рз - забойное давление. И если в результате анализа ГДИ выясниться, что изменение параметров а, b и рпл после предыдущих испытаний укладывается в рамки допусков утвержденной модели разработки месторождения, то на этом процесс ГДИ скважины заканчивается. Но если выяснится, что изменение параметров a, b и рпл вышло за допустимые пределы, производится анализ статистики накопленных данных и трендов изменения контролируемых и вычисляемых параметров, а также тренд снижения продуктивности скважины. Об этом система сообщает оператору для принятия необходимых управляющих решений, в том числе рекомендует и меры по проведению стандартных ГДИ данной скважины.
Описываемый способ осуществляют следующим образом.
ГДИ скважин проводят с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ) и системы телемеханики кустов скважин (СТКС) (далее такой тип проводимых ГДИ назовем ГДИ в усеченном варианте). При этом соблюдаются требования Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть 2. Р Газпром 086-2010. П. 4.2.2. Технология исследований.
СТКС является одной из подсистем АСУ ТП УКПГ/УППГ. СТКС, в свою очередь, состоит из диспетчерского пункта (ДП) и контролируемых пунктов (КП). Учитывая что на каждом кусте скважин устанавливается по одному КП, то количество КП равно количеству кустов скважин на газовом промысле. На устье каждой скважины устанавливаются датчики расхода, температуры, давления и исполнительные механизмы. Датчики давления измеряют устьевое и при наличии заколонного датчика давления заколонное давление. Все имеющиеся датчики и исполнительные механизмы на кусте подключаются к КП. КП с заданной дискретностью опрашивает указанные датчики, и результаты измерения сохраняет в своей памяти. Во время сеанса связи между КП и ДП вся накопленная в процессе измерений информация в КП передается в ДП СТКС и далее в АСУ ТП УКПГ/УППГ, которая сохраняет ее в своей базе данных (БД). Одновременно, также во время сеансов связи, АСУ ТП УКПГ/УППГ передает в СТКС команды управления кустами скважин, например остановка скважины, запуск ее в работу, установка дебита скважины, которые реализуются соответствующим КП в соответствии с заданием.
Согласно технологии исследования работающей скважины в газосборную сеть, по поступившей команде из АСУ ТП КП фиксирует ее забойное, устьевое и затрубное (если датчик установлен) давление, температуру газа на устье и дебит. При этом значение забойного давления определяется расчетным путем, который описан ниже.
Затем КП останавливает ее работу. С момента остановки скважины и до полного восстановления давления на устье скважины, т.е. до статического давления - Рстат., КП СТКС фиксирует давление с заданным шагом дискретизации. Далее, АСУ ТП на основе этой, полученной информации от СТКС, формирует КВД скважины и хранит ее в своей БД.
Как правило, ГДИ скважины проводятся, начиная с меньших дебитов скважин к большим (прямой ход). После установления статического давления - Pстат. на устье скважины, СТКС, по команде из АСУ ТП, пускает в работу скважину с небольшим предварительно заданным дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Одновременно КП с заданным шагом дискретизации снимает данные для формирования кривых стабилизации устьевого (затрубного) и забойного давления, а также соответствующего им фактического дебита. При этом значение забойного давления определяется системой расчетным путем. Как только давление и дебит скважины стабилизируются, фиксируется время окончания стабилизации и регистрируются соответствующие этому моменту времени давление на устье (в затрубном пространстве), забойное давление и дебит газа, а также его температура на устье в качестве установившихся параметров первого режима исследования. Все результаты полученных в этом цикле измерений данных передаются СТКС в АСУ ТП для формирования кривых восстановления давления и хранятся в ее БД.
После этого система приступает к реализации следующего режима исследований, для чего останавливает скважину и выжидает достижения статического давления на устье - Pстат. Одновременно КП СТКС по вышеописанному порядку снимает и записывает данные для формирования КВД и передает их в БД АСУ ТП.
Далее АСУ ТП с помощью КП СТКС проводит ГДИ по вышенаписанному порядку не менее чем на 5-6 режимах прямого (а при численном методе определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b на 10-14) с меньших дебитов скважин к большим и 2-3 режимах обратного хода (а при численном методе определении коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b на 5-6) с больших дебитов скважин к меньшим. На всех режимах АСУ ТП с помощью КП СТКС соблюдает условия, которые были описаны выше.
Для каждого режима ГДИ скважины необходимое значение дебита выдается АСУ ТП УКПГ/УППГ на основании величин, задаваемых геологами.
Во время проведения замеров с учетом конструкции и паспортных данных скважин расчетным путем по измеряемым параметрам при каждом цикле опроса определяют значение забойного давления рз скважины.
При известном значении затрубного давления значение забойного давления рз скважин определяется из соотношения [см. например, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. - 523 с, стр. 110, формула (3.3)]:
где 
;
ри - статическое затрубное давление скважины, измеряют средствами СТКС;
L - глубина скважины;
zcp - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа;
Tср - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной L.
Среднюю температуру газа Tср определяют по формуле:
где Tнс - температура нейтрального слоя земли;
TL - температура газа на глубине L, т.е. на расчетной глубине.
А если с момента остановки скважины прошло не более десяти часов, то среднюю температуру газа Tср определяют по формуле:
где Ту.и - температура газа на устье скважины.
При работающей скважине забойное давление скважины рз можно определить по устьевому давлению из следующего выражения [см. например, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 117, формула (3.3)]:
где 
,
D - внутренний диаметр фонтанных труб, м,
Q - дебит скважины, тыс. м3/сут,
рз - давление на забое скважины, МПа,
ру - давление устья фонтанных труб, МПа,
L - расстояние от устья до забоя скважины, м,
Zcp - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,
Tcр - средняя по стволу скважины температура газа, К,
λ - коэффициент сопротивления труб, зависящий от числа Рейнольдса, средней скорости потока и вязкости газа. Для обработки результатов ГДИ можно использовать уравнение притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потерь пластовой энергии (
) от дебита газа, которая имеет вид:
где 
, 
- соответственно пластовое и забойное давление, МПа;
а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины (а - коэффициент линейной составляющей фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут); b - коэффициент квадратичной составляющей фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут2), зависящие от фильтрационно-емкостных свойств пласта, несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, свойств газа);
Значение коэффициентов а и b можно определить из следующего выражения [например, см. стр. 73, Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин, часть I, Р Газпром 086-2010, Издание официальное]:
где Pcт - значение стандартного давления, МПа;
Тпл - значение пластовой температуры, К;
Тст - значение стандартной температуры, К;
k - проницаемость пласта, мкм2;
h - толщина пласта, м;
l - коэффициент макрошероховатости пласта, мкм;
ρст - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;
C1, C3 - коэффициенты совершенства скважины по степени вскрытия пласта, доли ед. и 1/м соответственно;
С2, С4 - коэффициенты совершенства по характеру вскрытия пласта, б/р и 1/м соответственно;
Rк и Rc - радиус контура питания и радиус скважины, м.
Порядок определения параметров, входящих в формулы (1) и (2), можно найти в [Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин, часть I и часть II, Р Газпром 086-2010, Издание официальное].
Значение коэффициентов а и b (в случае если неизвестно пластовое давление) можно определить численно из следующих выражений [стр. 118, Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин, часть II, Р Газпром 086-2010, Издание официальное]:
где pзi, рзn - забойные давления на i-м (i=1, 2, 3, …, n-1) и n-м режиме соответственно;
Qi, Qn - дебит скважины на i-м режиме (i=1, 2, 3, …, n-1) и n-м режиме соответственно;
i - порядковый номер режима;
n - количество режимов.
Определив а и b, можно вычислить пластовое давление из формулы, описывающей приток газа к забою скважины:
Далее АСУ ТП УКПГ/УППГ эту информацию записывает и хранит в своей БД. И каждый раз, когда появляется возможность, либо по команде оператора УКПГ/УППГ, либо по заранее заложенному алгоритму АСУ ТП УКПГ/УППГ, используя СТКС, проводит ГДИ скважин в усеченном варианте по вышеописанному порядку. Получаемые результаты исследования АСУ ТП хранит в своей БД, включая всю историю этих исследований.
Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».
Применение заявленного способа позволяет:
- проводить стандартные ГДИ скважин по мере необходимости. Это приводит к существенному снижению затрат на дорогостоящие исследования, к сокращению технологических потерь газа, благодаря чему снижается себестоимость добываемой скважинной продукции;
- улучшить экологическую ситуацию на газовом промысле, так как значительно сокращается выпуск газа на факел для сжигания;
- проводить ГДИ скважин дистанционно не только в дневное рабочее время, а в любое время суток, многократно, практически без материальных затрат;
- выбирать режимы эксплуатации скважин на основе оперативной информации, в том числе и в автоматическом режиме, что значительно повышает эффективность разработки месторождения;
- определять среднегодовой тренд пластового давления Pпл по результатам периодических остановок скважин;
- накопить статистическую информацию по фактическим изменениям дебита Q, устьевого давления Pуст и забойного давления Pз.
- производить с заданным временным интервалом уточнение фильтрационных коэффициентов а и b;
- определять продуктивность пласта, приведенную к начальному
пластовому давлению Рпл.н;
- рассчитать тренд снижения продуктивности скважины, контролировать его, и, при достижении заданных (определенных) параметров, требующих проведения специальных исследований скважины, выдавать оператору предложение о необходимости проведения таких испытаний.
Claims (1)
- Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований ГДИ скважин, включающий снятие кривой восстановления давления КВД после остановки, снятие кривых стабилизации давления и дебита при пуске скважины в работу на каждом конкретном режиме и снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных режимах, отличающийся тем, что проведение ГДИ скважин осуществляется с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами АСУ ТП установки комплексной/предварительной подготовки газа УКПГ/УППГ и системой телемеханики кустов скважин СТКС, являющейся одной из подсистем АСУ ТП УКПГ/УППГ и содержащей диспетчерский пункт ДП и связанные с ним каналами связи контролируемые пункты КП, которые устанавливают по одному на каждом кусте скважин и подключают к датчикам измерения параметров и исполнительным механизмам своего куста скважин, на устьях которых устанавливают датчики расхода, температуры и давления газа, при этом датчики давления измеряют устьевое и, при наличии затрубного датчика давления, давление в затрубном пространстве, и по команде АСУ ТП, поступившей в СТКС, которая формируется на основании принятого геологами решения о проведении испытаний, КП фиксирует на выбранной для испытания скважине значения забойного, устьевого и заколонного (если датчик установлен) давления, температуру газа на устье и дебит, при этом значение забойного давления определяется расчетным путем по соответствующей формуле, затем КП останавливает работу выбранной скважины и с заданным шагом дискретизации контролирует давление на устье и за колонной до полной его стабилизации, далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированную в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой, полученной от СТКС информации, формирует кривую восстановления давления КВД скважины и сохраняет ее в своей базе данных БД, и после стабилизации давления, по команде, поступивший из АСУ ТП в СТКС, КП осуществляет пуск скважины в работу с минимальным предварительно заданным дебитом Q и регистрирует с заданным шагом дискретизации во времени фактический дебит, устьевое и затрубное давление скважины, далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированною в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой полученной информации от СТКС формирует кривую стабилизации устьевого (заколонного) и забойного давления, а также соответствующего им фактического дебита, при этом значение забойного давления определяется системой расчетным путем по соответствующей формуле, и как только давление и дебит скважины стабилизируются, фиксируется время окончания стабилизации, регистрируются соответствующие этому моменту времени давление на устье (в затрубном пространстве), забойное давление и дебит скважины, а также температура газа на устье в качестве установившихся параметров первого режима исследования, и вся эта информация хранится в БД АСУ ТП, после чего АСУ ТП совместно с СТКС переходит к испытанию скважины на следующем режиме, повторяя описанную процедуру заранее заданное число раз с заданными значениями дебита скважины, определяемыми геологами, и по окончании этого цикла система переключается на проведение испытаний скважины обратным ходом, с больших дебитов скважин к меньшим, повторяя описанную процедуру заданное число раз с заранее заданными значениями дебита скважины, при этом, в процессе проведения замеров, в зависимости от конструкции и паспортных данных скважин, расчетным путем по измеряемым параметрам при каждом цикле опроса АСУ ТП определяет значения забойного давления pз скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b, которые она использует для обработки результатов ГДИ на основе уравнения, описывающего приток газа к забою скважины, где pпл - пластовое давление, pз - забойное давление, и если в результате анализа ГДИ выясниться, что изменение параметров a, b и pпл после предыдущих испытаний укладывается в рамки допусков утвержденной модели разработки месторождения, то на этом процесс ГДИ скважины заканчивается, но если выяснится, что изменение параметров a, b и pпл вышло за допустимые пределы, производится анализ статистики накопленных данных и трендов изменения контролируемых и вычисляемых параметров, а также тренд снижения продуктивности скважины, и об этом сообщается оператору для принятия необходимых управляющих решений по проведению стандартных ГДИ данной скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017126875A RU2661502C1 (ru) | 2017-07-25 | 2017-07-25 | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017126875A RU2661502C1 (ru) | 2017-07-25 | 2017-07-25 | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2661502C1 true RU2661502C1 (ru) | 2018-07-17 |
Family
ID=62917232
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017126875A RU2661502C1 (ru) | 2017-07-25 | 2017-07-25 | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2661502C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713553C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения |
| RU2722900C1 (ru) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины |
| CN112065360A (zh) * | 2020-09-10 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透产水气藏气井间歇生产制度优化方法 |
| CN113323642A (zh) * | 2020-02-28 | 2021-08-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井积液在线诊断与泡沫排液采气智能注剂方法 |
| CN115933803A (zh) * | 2023-01-09 | 2023-04-07 | 江苏东成工具科技有限公司 | 一种设备控制方法、设备及计算机可读介质 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1710718A1 (ru) * | 1989-06-27 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ определени коэффициентов фильтрационных сопротивлений газовых и газоконденсатных скважин |
| US5337821A (en) * | 1991-01-17 | 1994-08-16 | Aqrit Industries Ltd. | Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability |
| RU2338877C1 (ru) * | 2007-04-12 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" | Способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации |
| RU101731U1 (ru) * | 2010-07-29 | 2011-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") ОАО "Газпром" | Автоматизированная система газодинамических исследований скважин |
| RU2607004C1 (ru) * | 2015-11-26 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин |
-
2017
- 2017-07-25 RU RU2017126875A patent/RU2661502C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1710718A1 (ru) * | 1989-06-27 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ определени коэффициентов фильтрационных сопротивлений газовых и газоконденсатных скважин |
| US5337821A (en) * | 1991-01-17 | 1994-08-16 | Aqrit Industries Ltd. | Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability |
| RU2338877C1 (ru) * | 2007-04-12 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" | Способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации |
| RU101731U1 (ru) * | 2010-07-29 | 2011-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") ОАО "Газпром" | Автоматизированная система газодинамических исследований скважин |
| RU2607004C1 (ru) * | 2015-11-26 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713553C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения |
| RU2722900C1 (ru) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины |
| CN113323642A (zh) * | 2020-02-28 | 2021-08-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井积液在线诊断与泡沫排液采气智能注剂方法 |
| CN113323642B (zh) * | 2020-02-28 | 2023-10-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井积液在线诊断与泡沫排液采气智能注剂方法 |
| CN112065360A (zh) * | 2020-09-10 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透产水气藏气井间歇生产制度优化方法 |
| CN112065360B (zh) * | 2020-09-10 | 2023-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透产水气藏气井间歇生产制度优化方法 |
| CN115933803A (zh) * | 2023-01-09 | 2023-04-07 | 江苏东成工具科技有限公司 | 一种设备控制方法、设备及计算机可读介质 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2661502C1 (ru) | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера | |
| CN109594968B (zh) | 一种页岩气多段压裂水平井压后裂缝参数评价方法及系统 | |
| Gu et al. | The ensemble Kalman filter for continuous updating of reservoir simulation models | |
| EP2038809B1 (en) | Method for comparing and back allocating production | |
| AU2008290584B2 (en) | Method for virtual metering of injection wells and allocation and control of multi-zonal injection wells | |
| AU2005259253B2 (en) | Closed loop control system for controlling production of hydrocarbon fluid from an underground formation | |
| Naus et al. | Optimization of commingled production using infinitely variable inflow control valves | |
| CN102418511B (zh) | 低渗透储层井下关井水井压降试井分析方法 | |
| CN104246127B (zh) | 采用流入控制装置完井的油井的不稳定试井方法 | |
| EA026278B1 (ru) | Способ оценки пластового давления в подземной залежи углеводородов и используемая в нем компьютерная система и машиночитаемый носитель | |
| CN101415905A (zh) | 优化井组产量的方法 | |
| RU2645055C1 (ru) | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера | |
| RU2565313C2 (ru) | Способ оперативного управления заводнением пластов | |
| Pivetta et al. | A systematic evaluation of machine learning approaches for petroleum production forecasting | |
| WO2018044291A1 (en) | Method and control system for allocating steam to multiple wells in steam assisted gravity drainage (sagd) recource production | |
| Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
| RU2644433C2 (ru) | Способ рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| RU2722331C1 (ru) | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
| RU2301326C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
| RU2291295C1 (ru) | Система автоматического регулирования энергосберегающего технологического режима эксплуатации газовой скважины | |
| RU2709046C1 (ru) | Способ построения карт изобар | |
| Brown et al. | Successful Steamflood Pilot in 1st Eocene Carbonate Reservoir of Wafra, PZ Mitigates Key Technical Uncertainties | |
| RU2630323C1 (ru) | Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера | |
| US11041349B2 (en) | Automatic shift detection for oil and gas production system | |
| RU2715490C1 (ru) | Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки |