РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.5.001.5
© А.В. Лекомцев, Д.А. Мартюшев, 2014
Сравнительный анализ методик определения забойного давления при проведении гидродинамических исследований скважин
А.В. Лекомцев, к.т.н. Д.А. Мартюшев
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Адрес для связи: alex.lekomtsev@mail.ru
Ключевые слова: добывающая скважина, гидродинамические исследования скважин (ГДИС), забойное давление, проницаемость, скин-фактор, плотность газожидкостной смеси.
Comparative analysis of methods for determining BHP during well test
A.V. Lekomtsev, D.A. Martyushev (Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm)
E-mail: alex.lekomtsev@mail.ru
Key words: producing wells, hydrodynamic well testing, bottomhole pressure, permeability, skin-factor, gas-liquid mixture density
The article presents the results of the well test (well №281) in Unvinskoye oilfield. Comparison of the results of determining the filtration characteristics of the oilfield using methods of calculating bottomhole pressure according to the curve of fluid level recovery and the results of depth measurement is provided. It is shown that the recalculation techniques of wellhead parameters to the downhole parameters when recovering pressure curves sensitive to the reliability of the source of information and the quality of well test. It leads to a significant errors in the determination of bottomhole filtration characteristics of the field, and as a result, distorted information about the state of the bottomhole formation zone.
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) проводятся для оценки фильтрационных характеристик пластов, их призабойных зон. При снятии кривых восстановления уровня (КВУ) необходимо выполнять расчет забойного давления по измеренным динамическому уровню и давлению на устье затрубного пространства. Для этого используют различные корреляции, алгоритмы и методики, учитывающие особенности распределения плотности газожидкостной смеси по стволу скважины. Выбор конкретного способа зависит от множества параметров и должен подтверждаться определенным числом глубинных исследовании.
В настоящее время из фонда добывающих скважин нефтяных месторождений Верхнего Прикамья, оборудованных установками центробежных электронасосов (ЭЦН) [1], немногим более 15 % скважин оснащены приборами на уровне подвески насоса, измеряющими давление и температуру. Проведение глубинных исследований в механизированных скважинах затруднено по техническим причинам, а недостаточная обеспеченность скважин специальными измерительными приборами под насосом вызывает необходимость проведения глубинных исследований в особых случаях. Поэтому по основному фонду добывающих скважин оценка фильтрационных характеристик пластов возможна только по результатам обработки КВУ.
В статье сопоставляются результаты определения фильтрационных характеристик пласта, дренируемого скважиной, с использованием методик расчета забойного давления по КВУ и данным измерений глубинного манометра во время проведения ГДИС. Сравнение выполнено по результатам интерпретации данных ком-
плексного исследования, включающего параллельный замер глубинных и устьевых параметров в скв. 281 Унь-винского месторождения, эксплуатирующей пласт боб-риковского горизонта. Геолого-физическая характери-
стика пласта приведена ниже.
Средняя глубина залегания, м................................2194
Нефтенасыщенная толщина, м..................................9,3
Пористость, % ..............................................................18
Плотность пластовой нефти, кг/м3..........................745
Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа-с.....1,25
Газосодержание, м3/т..............................................116,3
Давление насыщения, МПа......................................14,5
Начальное пластовое давление, МПа.....................23,6
Начальная пластовая температура, °С......................30
Скв. 281 глубиной 2133 м на момент снятия КВУ (30.01.10 г.) была оборудована ЭЦН-45-2100, установленным на глубине 1997 м. Под насосом находился комплексный геофизический прибор, позволяющий измерять давление на уровне его подвески. Дебит жидкости составлял 60 м3/сут, обводненность - 3 %. При снятии КВУ, кроме отслеживания динамики уровня жидкости в затрубном пространстве, фиксировалось давление на устье затрубного пространства и на уровне подвески прибора. По данным устьевого исследования при известных динамическом уровне и затрубном давлении рассчитывались давления у приема насоса и на забое по приведенным ниже методикам.
1. Методика 1 применяется при интерпретации результатов ГДИС в ООО «Универсал-сервис», основана на уравнении гидростатики. Плотность газожидкостной смеси (ГЖС) в затрубном пространстве принимается постоянной.
2. Методика 2 основана на использовании корреляционных зависимостей плотности ГЖС в затрубном пространстве, полученных при анализе результатов глубинных и устьевых исследований скважин Уньвинского месторождения, оборудованных манометрами или системами телеметрии, расположенными ниже уровня подвески ЭЦН [2-6].
3. Методика 3 представляет собой закон распределения давления в затрубном пространстве скважины при неизотермическом движении ГЖС [7].
Для оценки достоверности полученных результатов пересчета КВУ в кривую восстановления давления (КВД) использовались результаты измерения давления у приема насоса с помощью глубинного прибора. Забойное давление для всех случаев рассчитывалось по уравнению
рзаб " рпр + Рсм£ (Яскв - Ннас
),
(1)
где рпр - давление у приема насоса; рсм - плотность смеси, состоящей из нефти (в пластовых условиях) и пластовой воды в соотношении, соответствующем обводненности продукции; g - ускорение свободного падения; Нскв, Ннас - глубина (по вертикали) соответственно скважины и подвески насоса.
В табл. 1 представлены результаты расчета рзаб по данным устьевых замеров с использованием описанных выше методик и измерения рпр с помощью глубинного прибора.
Таблица 1
Время 7, мин Уровень восстановления давления, м Рзаб, МПа по
методике 1 методике 2 методике 3 данным прибора
0 691 11,331 8,709 9,564 8,429
10 662 13,063 8,996 9,856 8,635
15 653 13,244 9,174 10,036 8,746
35 643 13,572 9,502 10,366 9,222
100 604 14,441 10,366 11,234 10,861
120 571 14,751 10,683 11,553 11,320
160 536 15,103 11,026 11,897 12,108
1195 422 15,481 11,404 12,254 13,916
1930 363 15,533 11,463 12,288 13,999
3280 340 15,574 11,507 12,319 14,049
4100 319 15,601 11,536 12,334 14,053
На рис. 1 приведены КВД, полученные по трем методикам и фактическому замеру. Из него видно, что восстановление давления по замеру происходит быстрее и на большую величину. Основными причинами расхождения рассчитанных КВД с фактической являются неточность методик и низкое качество исходной информации при снятии КВД. Значительное отклонение результатов при расчете по методике 1 обусловлено существенным числом допущений, связанных с постоянством плотности ГЖС в затрубном пространстве, неучетом свойств газа над динамическим уровнем и др. Методика 2 является одной из обоснованных для расчета давления на приеме насоса и учитывает процессы, происходящие в затрубном пространстве скважин, а также особенности свойств флюидов Уньвинского месторождения. Однако она основана на использовании эмпирических корреля-
6 5
то 4
с
Е- 3
УО га
п
а. 2
1
гг -» -А— -в
(г"
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 I, мин
Методика:
Замер по ТМС
Рис. 1. КВД в скв. 281
ций изменения плотности ГЖС в зависимости от погружения насоса под динамический уровень, которые получены для действующих скважин и не обеспечивают точность и высокую сходимость результатов с фактическими данными для остановленных (находящихся в исследовании) скважин. Это связано прежде всего с различной скоростью разгазирования нефти на уровне приема насоса при работе и исследовании скважины. В работающей скважине с постоянным расходом ГЖС на уровне приема насоса выделяется количество газа, соответствующее расходному газосодержанию смеси. На момент остановки скважины ее дебит снижается до нуля, при этом проявляется эффект послепритока [8] и расходное газосодержание ГЖС в затрубном пространстве снижается, что увеличивает среднюю плотность ГЖС (рис. 2).
750
700
т
г 650
600
а.
550
500
450
д д Д д
л
д л □ □□ □
5 ^ □ □ а
Д ¿Д"
1100
1200
1300 Н,
погр'
1400
м
1500
1600
□ Методика 2 А Замер по ТМС
Рис. 2. Зависимость средней плотности ГЖС рс от погружения насоса под динамический уровень Нпогр
В работе [6] отмечено, что для работающих скважин методика 2 обладает высокой сходимостью результатов расчета: отклонение от фактических данных не превышает 0,2 МПа (3 %). На рис. 2 первая точка соответствует моменту окончания работы, однако отклонение расчетного значения от фактического превышает 8 %, что свидетельствует о некотором искажении исходной информации, которое может приводить к ошибке определения характеристик пласта.
По методике 3, имеющей наименьшее число допущений среди рассматриваемых подходов, результаты определения рзаб значительно занижены, особенно на конечном участке КВД. Очевидно, это связано с небольшим притоком флюида из пласта в скважину, что существенно снижает точность методики.
06'2014
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Рис. 3. Результаты интерпретации КВД (А, В - постоянные коэффициенты)
Для сравнительного анализа методик проведена обработка полученных результатов. На рис. 3 представлены результаты интерпретации кривых по методу касательной с выделением асимптоты [9]. Сравнение результатов интерпретации КВД приведено в табл. 2. Скин-фактор при интерпретации КВД рассчитан по формуле
S = ln (гс/ гПр),
(2)
где гс, гпр - соответственно фактический и приведенный радиус скважины.
Значения проницаемости удаленной зоны пласта, определенные по методикам 1 и 2, различаются незначительно (не более 20 %). Погрешность результатов, полученных по пересчетной
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.