СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ПЕРИОДИЧНОСТИ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
METHOD OF OPTIMIZATION OF THE PERIODICITY OF GASDYNAMIC WELL RESEARCH ON OIL AND GAS CONDENSATE FIELDS OF THE EXTREME NORTH

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.
2
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, СО, 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.
3
пл
з
пл
пл
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 р 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 р - пластовое давление, р - забойное давление. И если в результате анализа ГДИ выясниться, что изменение параметров а, b и рпосле 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 р 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.
стат.
Затем КП останавливает ее работу. С момента остановки скважины и до полного восстановления давления на устье скважины, т.е. до статического давления - Р, 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.
стат.
Как правило, ГДИ скважины проводятся, начиная с меньших дебитов скважин к большим (прямой ход). После установления статического давления - P 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.
стат.
После этого система приступает к реализации следующего режима исследований, для чего останавливает скважину и выжидает достижения статического давления на устье - P 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.
з
Во время проведения замеров с учетом конструкции и паспортных данных скважин расчетным путем по измеряемым параметрам при каждом цикле опроса определяют значение забойного давления р скважины.
з
При известном значении затрубного давления значение забойного давления р 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 ;
и
р - статическое затрубное давление скважины, измеряют средствами СТКС;
- относительная плотность газа;
L - глубина скважины;
cp
z - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа;
ср
T - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной L.
ср
Среднюю температуру газа T определяют по формуле:
,
нс
где T - температура нейтрального слоя земли;
L
T - температура газа на глубине L, т.е. на расчетной глубине.
ср
А если с момента остановки скважины прошло не более десяти часов, то среднюю температуру газа T определяют по формуле:
,
у.и
где Т - температура газа на устье скважины.
з
При работающей скважине забойное давление скважины р 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,
3
Q - дебит скважины, тыс. м/сут,
з
р - давление на забое скважины, МПа,
у
р - давление устья фонтанных труб, МПа,
L - расстояние от устья до забоя скважины, м,
cp
Z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,
cр
T - средняя по стволу скважины температура газа, К,
3
- средняя по стволу скважины плотность газа, кг/м,
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;
2
3
2
3
2
а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины (а - коэффициент линейной составляющей фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут); b - коэффициент квадратичной составляющей фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут), 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]:
cт
где P - значение стандартного давления, МПа;
пл
Т - значение пластовой температуры, К;
ст
Т - значение стандартной температуры, К;
2
k - проницаемость пласта, мкм;
h - толщина пласта, м;
l - коэффициент макрошероховатости пласта, мкм;
ст
3
ρ - плотность газа при стандартных условиях, кг/м;
1
3
C, C - коэффициенты совершенства скважины по степени вскрытия пласта, доли ед. и 1/м соответственно;
2
4
С, С - коэффициенты совершенства по характеру вскрытия пласта, б/р и 1/м соответственно;
к
c
R и R- 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]:
,
,
зi
зn
где p, р - забойные давления на i-м (i=1, 2, 3, …, n-1) и n-м режиме соответственно;
i
n
Q, Q - 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;
пл
- определять среднегодовой тренд пластового давления P по результатам периодических остановок скважин;
уст
з
- накопить статистическую информацию по фактическим изменениям дебита Q, устьевого давления P и забойного давления P.
- производить с заданным временным интервалом уточнение фильтрационных коэффициентов а и b;
- определять продуктивность пласта, приведенную к начальному
пл.н
пластовому давлению Р;
- 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.