RU2826995C1 - Способ проведения газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности. Способ проведения газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин при наличии системы телеметрии в обвязке устья скважин и эксплуатации скважин без превышения максимально допустимого удельного содержания механических примесей включает отработку скважины на факельное устройство и дальнейшее проведение исследования скважины на трех режимах с выпуском газа в атмосферу: с рабочим дебитом скважины, с дебитом скважины, установленным технологическим режимом, и с максимально допустимым дебитом скважины. При этом производят контроль содержания жидкости и механических примесей в потоке газа и контроль стабилизации всех замеряемых параметров. При содержании механических примесей, не превышающем установленные ограничения, и отсутствии в продукции скважины высокоминерализованной пластовой воды, дальнейшее исследование проводят без выпусков газа в атмосферу при условии работы скважины в газосборную сеть. При этом в процессе выполнения работ обеспечивают длительную стабилизацию термобарических параметров на n режимах и выполняют их фиксацию. Дебит скважины контролируют по расходомерному узлу из состава телеметрии скважины с контролем давления в кустовом коллекторе. Обеспечивается повышение эффективности проведения газодинамических исследований скважин. 3 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при проведении газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин в процессе осуществления контроля за разработкой месторождений. Способ включает измерение термобарических параметров газового потока на различных режимах исследования скважин, в том числе с использованием стационарных систем телеметрии.

В процессе промышленной разработки месторождения, необходимо проведение газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин для оценки изменения продуктивности скважин и состояния призабойной зоны пласта, контроля за изменением пластовой энергии и внедрением пластовой воды в залежь, выявления геолого-технологических ограничений.

Данные исследования проводятся в эксплуатационных газовых скважинах, но не менее чем на семи режимах с постепенным увеличением диаметра диафрагмы и, соответственно, увеличением дебита скважины. Из семи режимов не менее двух должны проводиться обратным ходом, т. е. с большего дебита на меньший, с целью проверки данных измерений, и исключения влияния избыточных гидравлических потерь от накопления жидкостной пробки в стволе скважины. Проведение исследований таким методом влечет за собой безвозвратные потери пластового газа, поскольку исследования проводятся с выпуском газа в атмосферу [Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, C. 241–256].

Из уровня техники известен способ исследования скважин при кустовом размещении [RU 2644997 С2, Е21В 47/06, опубликовано 15.02.2015], включающий измерение дебита газа, пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устье i-й скважины, где i =1, 2, 3, …, n, на каждом из режимов одновременно работающих в шлейф скважин куста. Для каждой скважины определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления путем последовательного отключения по одной выбранной скважины до (n-1) одновременно работающих скважин куста. Строят кривые зависимости квадратичной депрессии от дебита газа для скважин куста на различных режимах, по которым графоаналитическим способом определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Недостатком способа является необходимость группировать скважины, с различными продуктивными характеристиками, работающие в один газосборный коллектор. Запуск и остановка скважин приводит к изменению давления в газосборном коллекторе и требует корректировку режимов работы отдельных скважин. Данный способ возможно использовать только на месторождениях со скважинами дренирующие интервалы на одном объекте эксплуатации и схожие по геолого-техническому состоянию, так как разность фильтрационных характеристик скважин, расположенных на одной кустовой площадке, не позволяет определить фильтрационные сопротивления. Также данный способ эффективен на ранней стадии эксплуатации месторождения.

Известны различные ускоренные методы исследования скважин, например, экспресс-метод, который позволяет значительно сократить продолжительность режимов исследования. Технология экспресс-метода заключается в следующем: перед началом исследования скважина должна быть остановлена для регистрации пластового давления. Далее скважину пускают в работу с дебитом Q ₁ на время t _{p 1} =1200–1800 с, к концу времени t _{p 1} измеряют термобарические параметры газового потока и рассчитывают забойное давление. Затем закрывают скважину на время с определенной продолжительностью, при этом время работы скважины на режимах и время остановки между режимами следует принимать одинаковым. Затем скважину пускают в работу на втором режиме с дебитом Q ₂ на время t _{p 2} =1200–1800 с. Затем закрывают скважину на определенное время. Аналогичные действия проводятся и на последующих режимах работы скважины. Полученные результаты обрабатываются по приведенным формулам [Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, C. 241–256].

Недостатком экспресс-метода является отсутствие стабилизации термобарических параметров на режимах исследования, а также недостаточное время для подъема частиц породы коллектора с забоя скважины, что повлечёт к неверному определению граничных условий. Также следует отметить, что при использовании экспресс-метода можно допустить недостоверное определение коэффициентов фильтрационного сопротивления, что потребует проведение повторного исследования.

Наиболее близкий способ газодинамических исследований скважин [RU 2490449 С2, Е21В 47/06, опубликовано 20.08.2013]. Известный способ включает измерение термобарических параметров на заданных режимах работы скважины, обработку результатов и определение коэффициента квадратичного сопротивления. При этом для сокращения количества и времени режимов, а, следовательно, объемов выбросов в атмосферу, применяют математическую функцию «функция влияния». Для определения коэффициентов квадратичного сопротивления задают период проведения исследований, разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от характеристик скважины, задают известные свойства функции влияния и записывают уравнение для каждого интервала.

Недостаток данного способа заключается в том, что исследования можно проводить только на скважинах, в продукции которых отсутствуют механические примеси и жидкость, то есть недопустимо использование данного способа на завершающей стадии разработки месторождения.

Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое техническое решение является повышение достоверности получения данных по скважине, сокращение выпуска природного газа в атмосферу, сокращение времени на проведение исследования обеспечивая при этом увеличение работы скважины в газосборную сеть.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является повышение эффективности проведения газодинамических исследований скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что Способ проведения исследования скважин проводится на скважинах оборудованных системой телеметрии, скважины должны эксплуатироваться без превышения максимально допустимого удельного содержания механических примесей и жидкости , проводят отработку скважины на факельное устройство, далее проводят исследование скважины на трех режимах с выпуском газа в атмосферу: с рабочим дебитом газа, установленным технологическим режимом, максимально допустимым дебитом скважины, при этом производят контроль содержания жидкости и механических примесей в потоке газа и контроль стабилизации всех замеряемых параметров. При содержании механических примесей, не превышающем установленные ограничения и отсутствии в продукции скважины высокоминерализованной пластовой воды, дальнейшее исследование проводят в газосборную сеть без выпусков газа с постепенным увеличением дебита скважины до максимально возможного, в процессе выполнения работ обеспечивают длительную стабилизацию термобарических параметров на n режимах и выполняют их фиксацию, при этом дебит скважины контролируют по расходомерному узлу из состава телеметрии скважины с контролем давления на устье скважины, в затрубном пространстве и в кустовом коллекторе.

Предлагается проводить исследования скважин с использованием системы телеметрии в обвязке скважин. Телеметрия и телемеханика – это совокупность технологических методов, позволяющих производить удалённые измерения, сбор информации и управления регулирующими и запирающими устройствами в обвязке скважин.

Предлагаемый Способ проведения газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин при наличии системы телеметрии в обвязке устья скважин и эксплуатации скважин без превышения максимально допустимого удельного содержания механических примесей, включающий отработку скважины на факельное устройство, далее проводят исследования скважины на трех режимах с выпуском газа в атмосферу: с рабочим дебитом скважины, с дебитом скважины, установленным технологическим режимом и с максимально допустимым дебитом скважины, при этом производят контроль содержания жидкости и механических примесей в потоке газа и контроль стабилизации всех замеряемых параметров, при содержании механических примесей, не превышающем установленные ограничения, и отсутствии в продукции скважины высокоминерализованной пластовой воды, дальнейшее исследование проводят без выпусков газа в атмосферу, при условии работы скважины в газосборную сеть, при этом в процессе выполнения работ обеспечивают длительную стабилизацию термобарических параметров на n режимах и выполняют их фиксацию, а дебит скважины контролируют по расходомерному узлу из состава телеметрии скважины с контролем давления в кустовом коллекторе.

Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурами и описанием.

На фиг. 1 представлена схема оборудования устья скважины при исследовании с помощью системы телеметрии.

На фиг. 1 приведены следующие обозначения и сокращения:

1 - фонтанная арматура;

2 - расходомерный узел из состава телеметрии скважины;

3 - угловой штуцер;

4 - регулирующее устройство (РУД);

5 - газопровод на УКПГ;

6 - ГФУ;

7 - диафрагменный измеритель критического давления (ДИКТ);

8 - манометры.

На фиг. 2 представлена блок-схема сравнения исследований стандартным методом и с использованием системы телеметрии.

На фиг. 2 приведены следующие обозначения и сокращения:

Qраб. - рабочий дебит скважины;

Qдоп. пром. - установленный технологический режим;

Q доп. скв. - максимально допустимый дебит скважины;

n - количество режимов исследования.

На рис. 3 представлена индикаторная кривая исследования скважины с применением системы телеметрии после обработки исследования.

Суть предлагаемого способа состоит в последовательно выполняемых операциях на скважине. Для выполнения исследования необходимо наличие в обвязке устья скважины системы телеметрии. Такая схема обвязки требует приборы учета, позволяющие измерить или вычислить проходящее количество газа за единицу времени без выпуска газа в атмосферу, также для выполнения исследования необходимо оборудовать скважину переносными или использовать стационарные термометры и датчики давления, скважина должна иметь подключение к газосборной сети, или установке, позволяющей принять газ во время исследования (фиг. 1). Следует отметить, что исследования скважины с применением данного метода не требует остановки соседних скважин, работающих в единый газосборный коллектор.

Перед проведением исследований необходимо ознакомится с геолого-промысловыми материалами по данной скважине, нужно убедиться в отсутствии в продукции наличия жидкости и механических примесей не превышающие допустимые значения. Далее необходимо убедится, что забой скважины чистый. Для снижения искажения показаний во время исследований рекомендуется провести отработку скважины на факельное устройство (если скважина эксплуатировалась ниже минимально допустимых дебетов для выноса жидкости по насосно-компрессорным трубам или если скважина продолжительное время находилась в простое). При выполнении исследования первый режим выполняют Q рабочий на факельное устройство через сепаратор и ДИКТ, дебит рассчитывают по формулам (1-3). В процессе постоянно фиксируют показания приборов давления и температуры на устье и перед ДИКТ. Данный режим для месторождений с высокими фильтрационными характеристиками пласта достаточно проводить не более 20 минут, однако, следует контролировать полную стабилизацию показаний приборов. После стабилизации параметров скважины и снятия данных с приборов, следует оценить в продукции скважины количество механических примесей и жидкости. Расчёт содержания механических примесей и жидкости в продукции скважины рассчитывают по формулам (4–5).

где Qр - рабочий дебит скважины, тыс. м³/сут;

P – давление перед диафрагмой, кгс/см²;

k – коэффициент для учёта изменения показателя адиабаты газа (≈ 1);

z – коэффициент сверхсжимаемости газа;

Т – температура газа, К;

– относительная плотность газа;

Коэффициент приближенно рассчитывается по формуле:

Dд – диаметр диафрагмы, установленной в ДИКТ.

Коэффициент сверхсжимаемости газа рассчитывается по формуле:

где: Ткр, Ркр – критические температура и давление газа;

Тпр = Тгаза дикт/Ткр – приведенная температура газа;

Рпр = Рдикт/Ркр – приведенное давление газа;

Wж - удельное содержание жидкости, см³/м³;

Wп - удельное содержание механических примесей, мм³/м³;

Vж – объём жидкости в баллонах коллектора «Надым-1», см³;

Vп – объём механических примесей в баллонах коллектора «Надым-1», см³;

t – время проведения измерений.

Далее выполняют второй режим исследования Q установленный технологический режим, данный режим проводится так же, как и первый на факельное устройство с регистрацией данных с приборов и оценкой содержания в продукции скважины механических примесей и жидкости расчёт дебита выполняют по формулам (1–3). Оценку содержания механических примесей и жидкости в продукции скважины рассчитывают по формулам (4–5). В случае определения превышающего установленные ограничения количества механических примесей или жидкости в продукции скважины, продолжать использовать данный метод исследования не рекомендуется так как оценить геолого-техническое состояние скважины будет затрудненно в связи с отсутствием возможности оценки количества механических примесей и жидкости в газе на различных режимах работы. В таком случае исследования продолжают по стандартной методике.

Затем выполняют третий режим исследования Q максимально допустимый дебит скважины, данный режим проводится так же, как и первый на факельное устройство с регистрацией данных с приборов и оценкой содержания в продукции скважины механических примесей и жидкости расчёт дебита выполняют по формулам (4–5).

После выполнения трёх режимов исследования скважину переводят в работу в единый газовый кустовой коллектор, далее проводят исследования с постепенным увеличением дебита скважины до максимально возможного при условии работы скважины в газосборную сеть. На n режимах исследования регистрируются давление и температура на устье скважины, а вместо данных с ДИКТа фиксируют параметры системы телеметрии установленной в обвязке скважины. Шаг между режимами исследования подбирается в зависимости от продуктивной характеристики скважины при работе в газосборную сеть. Диапазон варьируется от 20 до 100 тыс. м³/сут.

На фиг. 2 видно, что разница между исследованиями заключается в способе снятия параметров давления, температура, дебит газа при проведении исследовательских работ на скважине с выпуском и без выпуска газа в атмосферу. Процесс исследования с помощью системы телеметрии описан выше. Исследования стандартным методом выполняется согласно руководству по исследованию скважин [Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, С. 241–256]. Результаты исследования скважины стандартным методом приведены в таблице 1.

Пример осуществления способа.

При выполнении исследования, на первых трёх режимах использовались устьевые манометры-термометры (далее - УМТ) и датчик температуры. Расчет дебита газа выполнялся по формуле (1) с учетом величины давления перед ДИКТ. Оценка количества жидкости и механических примесей, содержащихся в продукции скважины, осуществлялась при помощи коллектор «Надым -1», данные представлены в таблице 2. Далее режимы проводились без выпуска газа в атмосферу. Дебит скважины контролировался по данным системы телеметрии ГиперФлоу.

Исследование проведено на семи режимах с помощью системы телеметрии. Время работы на первом, втором и третьем режимах составило 20, 40 и 60 минут соответственно, остановка скважины между режимами составила 20 минут. С четвертого по седьмой режим временя работы для стабилизации данных составило 40 минут. Остановка скважины не потребовалась в связи с переходом на следующий режим при помощи регулирующих устройств. Параметры работы скважины на режимах приведены в таблице 2.

Сопоставление результатов исследований, выполненных стандартным методом [Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, С. 241–256] и с применением системы телеметрии представлены на фигуре 3. Отклонение между приточными кривыми сопоставима с погрешностью определения дебита газа.

При применении систем телеметрии во время проведения газогидродинамических исследований сокращаются выпуски природного газа с семи режимов в среднем 280 минут, до 120 минут (таблица 2). Таким образом, общее время выпуска газа при исследовании одной скважины сокращается на 160 минут. Таким образом, количество потерь газа при применении предлагаемого способа сокращается более чем в 2 раза, при этом время работы скважины в газосборную сеть увеличивается. Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности проведения газодинамических исследований скважин.

Таблица 1 - Исследование стандартным методом

Таблица 2 - Исследование с применением системы телеметрии

Claims (1)

1. Способ проведения газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин при наличии системы телеметрии в обвязке устья скважин и эксплуатации скважин без превышения максимально допустимого удельного содержания механических примесей, включающий отработку скважины на факельное устройство, далее проводят исследования скважины на трех режимах с выпуском газа в атмосферу: с рабочим дебитом скважины, с дебитом скважины, установленным технологическим режимом, и с максимально допустимым дебитом скважины, при этом производят контроль содержания жидкости и механических примесей в потоке газа и контроль стабилизации всех замеряемых параметров, при содержании механических примесей, не превышающем установленные ограничения, и отсутствии в продукции скважины высокоминерализованной пластовой воды, дальнейшее исследование проводят без выпусков газа в атмосферу при условии работы скважины в газосборную сеть, при этом в процессе выполнения работ обеспечивают длительную стабилизацию термобарических параметров на n режимах и выполняют их фиксацию, а дебит скважины контролируют по расходомерному узлу из состава телеметрии скважины с контролем давления в кустовом коллекторе.