RU2165519C1

RU2165519C1 - Method of survey of wells

Info

Publication number: RU2165519C1
Application number: RU99122130A
Authority: RU
Inventors: Г.Г. Кучеров; А.Г. Заворыкин; А.В. Кошелев; А.А. Кудрин; В.В. Мельник; Г.Б. Соловьев; А.П. Телков; А.В. Типугин
Original assignee: ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром"
Priority date: 1999-10-22
Filing date: 1999-10-22
Publication date: 2001-04-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry. SUBSTANCE: proposed method can be used in gas-lifting operation of wells fitted with installations of plunger lift. Well is brought to stop, pipe and hole clearances communicate with well-head. Level of fluid is reduced by value permissible for condition of creation of maximum depression in pool. Face and well-head pressures in pipe and hole clearances are recorded. Curve of inflow of fluid is plotted by difference of graphs of face and well-head pressures. Taking into account depression in pool one calculates operational parameters of well, in particular, depth of location of working hole and volume of fluid lifted during cycle of operation of installation of plunger lift. EFFECT: possibility of modeling of condition of operation of pool in process of survey. 2 dwg

Description

Изобретение относится к горному делу, в частности к исследованию буровых скважин, и может быть использовано при газлифтной эксплуатации скважин, оборудованных установками плунжерного лифта. The invention relates to mining, in particular to the study of boreholes, and can be used in gas-lift operation of wells equipped with plunger lift installations.

Известен способ, при котором скважину исследуют на приток при различных режимах с замером давлений на входе и выходе из сепаратора, устанавливают эмпирическую степенную зависимость дебита газа от забойного давления, с использованием газожидкостного фактора определяют дебит жидкости, ее объем и высоту столба за время притока и после остановки скважины (см. Brady C.L., Morrow S. J. "An Economic Assessment of Artificial Lift in Low-Pressure, Tight Gas Sands in Ochiltree County, Texas", paper SPE 27932 presented at the SPE Mid-Continent Gas Symposium, Amarillo, Texas, 22-24 May 1994, стр. 149-162). There is a method in which a well is examined for inflow in various modes with pressure measurements at the inlet and outlet of the separator, an empirical power dependence of the gas flow rate from the bottomhole pressure is established, using the gas-liquid factor, the fluid flow rate, its volume and column height during and after the inflow are determined well shutdowns (see Brady CL, Morrow SJ "An Economic Assessment of Artificial Lift in Low-Pressure, Tight Gas Sands in Ochiltree County, Texas", paper SPE 27932 presented at the SPE Mid-Continent Gas Symposium, Amarillo, Texas, 22 -24 May 1994, p. 149-162).

Однако при расчете величины давления, необходимого для подъема жидкости и плунжера на поверхность, не учтено, что в начале периода притока вся жидкость, накопленная в скважине, окажется внутри лифтовых труб. При этом прирост давления в них с учетом разности объемов сопоставим с давлением первоначального столба жидкости. Поэтому расчетное давление в затрубном пространстве оказывается заниженным, в результате чего плунжер не достигнет поверхности и часть жидкости возвратится на забой скважины. However, when calculating the pressure required to lift the fluid and the plunger to the surface, it was not taken into account that at the beginning of the inflow period, all the fluid accumulated in the well will be inside the lift pipes. Moreover, the pressure increase in them, taking into account the difference in volumes, is comparable with the pressure of the initial liquid column. Therefore, the design pressure in the annulus is underestimated, as a result of which the plunger does not reach the surface and part of the fluid returns to the bottom of the well.

Известен способ исследования скважин, подлежащих переводу на эксплуатацию плунжерным лифтом, в котором на устье остановленной скважины регистрируют разницу давлений в затрубном пространстве и лифтовых трубах. С учетом плотности пластового флюида определяют объем жидкости и высоту ее столба в лифтовых трубах. По уравнению баланса давлений в момент поступления жидкости и плунжера на устье рассчитывают рабочее давление газа в затрубном пространстве, а из допущения, что плунжер постоянно находится в движении, устанавливают число рабочих циклов плунжерного лифта (см. "Plunger Lift: Introduction, Applications, Equipment, Equations, Operations", каталог фирмы Production Control Services, копирайт, 1996, стр. 5- 6). There is a method of researching wells to be put into operation by a plunger lift, in which the pressure difference in the annulus and lift pipes is recorded at the mouth of a stopped well. Taking into account the density of the reservoir fluid, the volume of the fluid and the height of its column in the lift pipes are determined. Using the pressure balance equation at the moment of fluid and plunger inflow at the wellhead, the working gas pressure in the annulus is calculated, and from the assumption that the plunger is constantly in motion, the number of plunger lift operating cycles is established (see "Plunger Lift: Introduction, Applications, Equipment, Equations, Operations ", Catalog of Production Control Services, Copyright, 1996, pp. 5-6).

Недостатком способа является то, что проектирование работы скважины ведут без учета реальной характеристики пласта, работающего в условиях переменной депрессии. Кроме этого, расположение якоря в башмаке лифтовых труб оправдано для истощенных скважин и не может быть применимо для скважин с относительно высокими пластовыми давлениями, где имеются ограничения по величине депрессии на пласт. The disadvantage of this method is that the design of the work of the wells is carried out without taking into account the real characteristics of the formation operating in conditions of variable depression. In addition, the location of the anchor in the shoe of the elevator pipes is justified for depleted wells and may not be applicable for wells with relatively high reservoir pressures, where there are restrictions on the magnitude of the depression per layer.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ исследования нефтяной скважины по авторскому свидетельству N 653385, E 21 B 47/00, 1979, включающий восстановление забойного давления до пластового с измерением в процессе последующего кратковременного отбора флюида падения забойного давления, закрытие скважины на устье и прекращения отбора флюида с замером изменения давления во времени на забое, в затрубном пространстве и на буфере. При этом величину притока рассчитывают по уравнению в зависимости от площади сечения скважины, приращения во времени давления восстановления на забое, на устье, в затрубном пространстве и на буфере, а также плотности нефти в пластовых условиях. Closest to the proposed method is a method of researching an oil well according to the copyright certificate N 653385, E 21 B 47/00, 1979, which includes restoring the bottomhole pressure to the reservoir with measuring during the subsequent short-term selection of the fluid the bottom-hole pressure drop, closing the well at the wellhead and stopping the selection fluid with the measurement of pressure changes over time at the bottom, in the annulus and on the buffer. In this case, the inflow value is calculated according to the equation depending on the cross-sectional area of the well, the increment in time of the recovery pressure at the bottom, at the mouth, in the annulus and on the buffer, as well as the oil density under reservoir conditions.

К недостаткам прототипа следует отнести неопределенность во времени отбора флюида, без чего невозможно прогнозировать величину снижения забойного давления и, следовательно, депрессию на пласт. Рабочая величина депрессии определяет производительность скважины и в общем случае находится в интервале между максимальным и минимальным значениями, обусловленными требованиями рациональной эксплуатации. The disadvantages of the prototype include the uncertainty in the time of fluid selection, without which it is impossible to predict the magnitude of the decrease in bottomhole pressure and, therefore, depression on the reservoir. The working value of the depression determines the productivity of the well and in the general case is in the interval between the maximum and minimum values due to the requirements of rational operation.

Целью предлагаемого изобретения является возможность моделирования в процессе исследования скважин условий работы пласта при минимальной депрессии в конце закрытого периода и максимальной депрессии в момент подъема плунжера на поверхность. The aim of the invention is the ability to simulate in the process of exploring wells the working conditions of the formation with minimal depression at the end of the closed period and maximum depression at the time the plunger rises to the surface.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе исследования скважин, включающем остановку, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважин, в скважинах, оборудованных установками плунжерного лифта, трубное и затрубное пространства при исследовании сообщают на устье, снижают уровень жидкости на допустимую величину, строят кривую притока жидкости по разности графиков изменения во времени забойного и устьевого давлений и по ней, задаваясь депрессией на пласт, рассчитывают глубину расположения рабочего отверстия и объем жидкости, поднимаемый за цикл работы установки плунжерного лифта. This is achieved by the fact that in the proposed method for researching wells, including shutting down, recording bottomhole and wellhead pressures in the pipe and annular spaces and calculating the parameters of the wells, in wells equipped with plunger lift installations, the pipe and annular spaces during the study report to the mouth, reduce the level fluid by the permissible value, build a curve of fluid flow from the difference in the graphs of the change in time of the bottomhole and wellhead pressures and according to it, asking depression on the reservoir, I count t is the depth of the working hole and the volume of fluid raised during the operation cycle of the plunger elevator installation.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. The proposed method is as follows.

В закрытую на устье скважину спускают глубинный манометр на забой, а второй регистрирующий манометр устанавливают на буфере. Снижают уровень жидкости в скважине до значения, допустимого по условиям работы пласта при максимальной депрессии. На устье скважины сообщают трубное и затрубное пространства и на протяжении 20-32 ч регистрируют изменение давлений на забое и устье скважины. При этом забойный манометр фиксирует график восстановления давления на забое, а устьевой манометр регистрирует давление накопленного газа в скважине, выделившегося из пластового флюида. После прохождения указанного выше интервала времени извлекают манометры и на отдельном графике (фиг. 1) синхронизируют их показания (линии I и II). По разности этих графиков строят кривую притока жидкости (линия III). A downhole pressure gauge is lowered into the well closed at the mouth, and the second recording pressure gauge is mounted on the buffer. Reduce the fluid level in the well to a value acceptable according to the conditions of the formation at maximum depression. At the wellhead, pipe and annular spaces are reported, and over the course of 20-32 hours, pressure changes at the bottom and wellhead are recorded. At the same time, the downhole pressure gauge fixes a graph of pressure recovery at the bottomhole, and the wellhead pressure gauge records the pressure of the accumulated gas in the well released from the formation fluid. After passing the above time interval, the manometers are removed and their readings (lines I and II) are synchronized on a separate graph (Fig. 1). The difference in these graphs is used to construct a fluid flow curve (line III).

На оси давлений отмечают точку 1, соответствующую разности заданных величин пластового давления и минимальной депрессии на пласт при последующей работе установки плунжерного лифта. Определяют место пересечения горизонтали, проведенной из точки 1, с линией I графика P_заб = f(t) (точка 2). Из этой точки опускают перпендикуляр, пересекающий линию III графика P_ж = f(t) в точке 3 и ось времени в точке 4. Отрезок 3-4 характеризует величину давления столба жидкости, а отрезок 2-3 - величину давления газа в затрубном пространстве при работе плунжерного подъемника.Point 1 is marked on the pressure axis, which corresponds to the difference between the specified values of the reservoir pressure and the minimum depression on the reservoir during the subsequent operation of the plunger elevator installation. Determine the intersection of the horizontal drawn from point 1, with the line I of the graph P _zab = f (t) (point 2). The perpendicular is dropped from this point, crossing the line III of the graph P _f = f (t) at point 3 and the time axis at point 4. Line 3-4 characterizes the pressure of the liquid column, and line 2-3 describes the gas pressure in the annulus with the operation of the plunger lift.

Аналогичные построения выполняют при том же пластовом давлении, но максимальной величине депрессии на пласт (точки 1'-4'). Similar constructions are performed at the same reservoir pressure, but the maximum value of depression per reservoir (points 1'-4 ').

Глубину расположения рабочего отверстия, которая практически соответствует длине хода плунжера, рассчитывают по уравнению

где l_р.о - глубина расположения рабочего отверстия для ввода газа, м;
H - глубина скважины (или середина интервала перфорации), м;
P_ж - давление жидкости на забой в затрубном пространстве определяется величиной отрезка 3-4 (фиг. 1), Па;
ρ_ж- плотность пластового флюида в забойных условиях, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с.The depth of the working hole, which practically corresponds to the stroke length of the plunger, is calculated by the equation

where l _r.o - the depth of the working hole for the gas inlet, m;
H is the depth of the well (or the middle of the perforation interval), m;
P _f - the pressure of the liquid at the bottom in the annulus is determined by the size of the segment 3-4 (Fig. 1), Pa;
ρ _W - the density of the reservoir fluid in the downhole conditions, kg / m ³ ;
g - acceleration of gravity, m / s.

Зная значение l_р.о, расчетный объем жидкости, который может быть поднят на поверхность за один цикл работы установки плунжерного лифта, определяют по выражению

где V_ж - объем жидкости, поднимаемый на поверхность за один цикл,
P_г - давление газа в затрубном пространстве, совершающего работу по подъему жидкости на поверхность; определяется величиной отрезка 2-3 (фиг. 1), МПа;
P_б - давление на буфере скважины, МПа;
3.13 - постоянная, характеризующая суммарные потери давления на подъем собственно плунжера и преодоление атмосферного давления, МПа;
P_v и P_тж - эмпирические параметры, характеризующие при подъеме единицы объема жидкости соответственно давление и потери на трение, МПа/м³;
K - эмпирический параметр, учитывающий потери давления от трения при подъеме по лифтовым трубам газа, м.Knowing the value of l _r.o. , the estimated volume of fluid that can be raised to the surface in one cycle of the plunger lift installation is determined by the expression

where V _W - the volume of fluid raised to the surface in one cycle,
P _g - gas pressure in the annulus performing work on lifting the liquid to the surface; determined by the size of the segment 2-3 (Fig. 1), MPa;
P _b - pressure on the well buffer, MPa;
3.13 - constant characterizing the total pressure loss on the rise of the plunger itself and overcoming atmospheric pressure, MPa;
P _v and P _tj are empirical parameters characterizing the pressure and friction loss, MPa / m ³ , respectively, when lifting a unit volume of the liquid;
K is an empirical parameter that takes into account the pressure loss from friction when lifting gas through the lift pipes, m

Прирост давления столба жидкости на забое скважины, соответствующий объему V_ж при заполнении свободного пространства скважины, определяется

где Δ P_ж - прирост давления столба жидкости. Па;
F_кп и F_Т - соответственно площадь затрубного пространства скважины и внутреннего канала в лифтовых трубах, м².The increase in pressure of the liquid column at the bottom of the well, corresponding to the volume V _W when filling the free space of the well, is determined

where Δ P _W - the increase in pressure of the liquid column. Pa;
F _KP and F _T - respectively, the area of the annulus of the well and the internal channel in the lift pipes, m ² .

Время одного цикла, равное времени притока по условию достижения прироста давления Δ P_ж, находят из соотношения

где T - время цикла работы установки плунжерного лифта, мин;
t_4-4' - интервал времени, определенный по разности координат точек 4 и 4' мин (фиг. 1);
Δ P_3-3' - перепад давления, определенный по разности координат точек 3 и 3', МПа (фиг. 1).The time of one cycle equal to the time of influx under the condition of achieving a pressure increase Δ P _w is found from the relation

where T is the cycle time of the installation of the plunger elevator, min;
t _{4-4 '} is the time interval determined by the difference of the coordinates of the points 4 and 4' min (Fig. 1);
Δ P _{3-3 '} - pressure drop, determined by the difference of coordinates of points 3 and 3', MPa (Fig. 1).

В качестве примера приведем результаты исследования скважины N 24226 Уренгойского месторождения и расчет основных параметров работы установки плунжерного лифта. As an example, we present the results of a study of well N 24226 of the Urengoy field and the calculation of the main parameters of the plunger elevator installation.

В скважину на забой был спущен манометр АМТ - 07, на устье давление регистрировалось манометром типа МСУ. Интервал времени, в течение которого записывалось изменение давления в скважине с закрытым устьем, составил порядка 21 ч. The AMT-07 pressure gauge was lowered into the borehole; pressure was recorded at the wellhead with a gauge of the MSU type. The time interval during which the pressure change was recorded in the well with a closed wellhead was about 21 hours.

На фиг. 2 показаны синхронные во времени зависимости забойного (линия I) и устьевого (линия II) давлений, а также график их разности (линия III). In FIG. Figure 2 shows the time-dependent dependences of the bottomhole (line I) and wellhead (line II) pressures, as well as a graph of their difference (line III).

Исходные данные для расчета следующие:
эксплуатационная колонна - диаметр 168 мм, толщина стенки 10 мм;
лифтовые трубы НКТ - диаметр 73 мм, толщина стенки 5,5 мм;
середина интервала перфорации - 2978 м;
площадь кольцевого пространства скважины - 130·10^-4 м²;
площадь внутреннего канала лифтовых труб - 30·10^-4 м²;
пластовое давление - 17,5 МПа;
диапазон изменения депрессии - 7,0-10,0 МПа;
давление на буфере - 2,5 МПа;
плотность пластового флюида в пластовых условиях - 640 кг/м³;
эмпирические постоянные для труб НКТ 73;
(P_v + P_тж) = 102 МПа/м³; K=45000 м
Выполнив необходимые построения, находим, что давление жидкости и газа в затрубном пространстве при минимальной депрессии соответственно равны: P_ж = 6,1 МПа (отрезок 3-4), P_г = 4,4 МПа (отрезок 2-3). Ординаты точек 3 и 3' составляют соответственно 6,1 и 4,7 МПа, а время в точках 4 и 4' - 1225 и 570 мин.The initial data for the calculation are as follows:
production casing - diameter 168 mm, wall thickness 10 mm;
tubing lift pipes - diameter 73 mm, wall thickness 5.5 mm;
the middle of the perforation interval is 2978 m;
the annular space of the well - 130 · 10 ^-4 m ² ;
the area of the internal channel of the elevator pipes is 30 · 10 ^-4 m ² ;
reservoir pressure - 17.5 MPa;
the range of depression is 7.0-10.0 MPa;
buffer pressure - 2.5 MPa;
density of reservoir fluid in reservoir conditions - 640 kg / m ³ ;
empirical constants for tubing 73;
(P _v + P _TJ ) = 102 MPa / m ³ ; K = 45000 m
Having completed the necessary constructions, we find that the pressure of the liquid and gas in the annulus with minimal depression are respectively equal: P _W = 6.1 MPa (segment 3-4), P _g = 4.4 MPa (segment 2-3). The ordinates of points 3 and 3 'are 6.1 and 4.7 MPa, respectively, and the time at points 4 and 4' is 1225 and 570 minutes.

Глубина расположения рабочего отверстия

Объем жидкости, который может быть поднят на поверхность за один цикл

Прирост давления столба жидкости на забой скважины

Время одного цикла

Суточное количество циклов

и корректируется на скважине с учетом реальной скорости перемещения плунжера.Depth of the working hole

The volume of fluid that can be raised to the surface in one cycle

The increase in pressure of the liquid column on the bottom of the well

Single cycle time

Daily number of cycles

and adjusted at the well, taking into account the real speed of the plunger.

Применение этого способа позволило запустить скважину в работу с постоянной подачей газа. При этом сохранены условия для вызова притока, что невозможно было реализовать с применением прототипа. Время одного цикла было увеличено до 70 мин в связи с замедленным прохождением плунжера интервала отложения парафинов. The application of this method allowed to start the well in work with a constant gas supply. At the same time, the conditions for invoking the influx were preserved, which could not be implemented using the prototype. The time of one cycle was increased to 70 min due to the slow passage of the plunger of the paraffin deposition interval.

Кроме скважины N 24226 предлагаемый способ апробирован на нефтяных скважинах NN 20376, 20371, 20375, 20391, 20445, 20333 и 6800 Уренгойского газоконденсатного месторождения. Расчетные параметры работы скважин подтверждаются результатом их освоения. При этом в среднем на 25-27% сократилось время вывода скважин на режим и полностью были исключены повторные работы, связанные с применением установок для капитального ремонта. In addition to well N 24226, the proposed method was tested on oil wells NN 20376, 20371, 20375, 20391, 20445, 20333 and 6800 of the Urengoy gas condensate field. The calculated parameters of the wells are confirmed by the result of their development. At the same time, the average time for putting wells to operation was reduced by an average of 25-27% and repeated work associated with the use of installations for overhaul was completely excluded.

Claims

A method of researching wells, including shutting down, recording bottomhole and wellhead pressures in the pipe and annular spaces and calculating well operation parameters, characterized in that in wells equipped with plunger elevator installations, the pipe and annular space is communicated at the wellhead, and the fluid level is reduced by an acceptable amount, build a curve of fluid flow from the difference in the graphs of bottomhole and wellhead pressures, and from it, setting the depression on the reservoir, calculate the depth of the working hole and the volume of fluid and lifted by the work cycle plunger lift installation.