СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЗАБОЯ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR DETERMINATION OF PARAMETERS FOR WELL BOTTOMHOLE AND BOTTOMHOLE AREA

Изобретение относится к области заканчивания и испытания скважин в нефтегазовой промышленности и предназначено для расчета параметров забоя и призабойной зоны скважины, таких как, например, скин-фактор, проницаемость, мощность коллектора, забойное давление и отток или приток в рассматриваемую зону.
Из уровня техники известны различные способы определения параметров забоя и призабойной зоны. Так, в патенте США №4799157 описан способ испытания скважины для оценки проницаемости и скин-фактора двух пластов одного коллектора. Способ заключается в выполнении двух последовательных гидродинамических исследований скважины (ГДИС) путем создания депрессии на забое с перестановкой каротажного зонда и последующей интерпретацией данных о дебитах и давлениях.
В патенте США №5337821 предложен способ расчета максимальной гидропроводности коллектора, а также способ и контрольно-измерительный прибор для измерения дебитов, полного потенциального дебита при фонтанировании скважины и для определения зависимости нарушения проницаемости призабойной зоны пласта от дебита. Измерения проводятся после спуска инструмента в скважину на заранее определенную глубину и изолирования интервалов с помощью резиновых надувных пакеров.
В патенте США №7675287 описан способ оценки скин-фактора подземного коллектора внутри ствола скважины путем спуска измерительного прибора на определенную глубину и измерения свойств ядерно-магнитного резонанса пласта на множестве глубин.
В патентной заявке США №2011/0087471 предлагается установить функциональную зависимость между свойствами коллектора, характеристиками призабойной зоны/заканчивания скважин, а также измеряемыми характеристиками скважины. Подтвержденные значения свойств коллектора, например проницаемость, характеристики призабойной зоны/заканчивания скважины, например скин-фактор, определяются при условии установления функциональной зависимости.
Общим недостатком указанных патентов и патентных заявок является то, что все они требуют специального оборудования или специальных операций в скважине для определения свойств забоя и призабойной зоны. Отличием предлагаемого изобретения является то, что для определения свойств забоя и призабойной зоны используется информация, обычно доступная при исследовании или эксплуатации скважин. Иными словами, для определения параметров не требуется нестандартного оборудования или дополнительных операций.
Технический результат, достигаемый при реализации заявленного изобретения, заключается в обеспечении возможности определения праметров забоя и призабойной зоны, таких как забойное давление во время спуско-подъемных операций с последующим расчетом притока/оттока жидкости на забое и вычислением скин-фактора, проницаемости или мощности коллектора. Реализация предлагаемого способа может быть осуществлена с помощью обычных манометров, которые широко применяются в нефтедобывающей промышленности, без спуска специальных инструментов в скважину.
В соответствии с предлагаемым способом в процессе перемещения колонны труб в скважине осуществляют измерения давления и температуры, по результатам которых оценивают параметры забоя и призабойной зоны.
Параметрами забоя и призабойной зоны могут являться динамическое забойное давление, динамика поглощения жидкости коллектором, динамика притока жидкости из коллектора, общий объем поглощений или притока, скин-фактор, проницаемость или мощность коллектора.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены посредством по меньшей мере одного датчика давления и температуры, установленного в любом месте колонны труб.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены посредством двух датчиков давления и температуры, один из которых установлен над пакером, а второй - ниже пакера.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены посредством датчика давления и температуры, установленного в колонне труб таким образом, что он оказывается как можно ближе к коллектору по окончании спуска колонны на требуемую глубину.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены посредством по меньшей мере одного манометра и одного датчика температуры, установленных в любом месте колонны труб.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены посредством по меньшей одного манометра и одного датчика температуры, установленного в колонне труб таким образом, что он оказывается как можно ближе к коллектору по окончании спуска колонны на требуемую глубину.
Колонна труб может быть снабжена любыми дополнительными инструментами, например пробоотборниками.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения измерения давления и температуры осуществляют в процессе спуска колонны труб в скважину.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены в процессе спуска колонны труб в скважину до проведения работ по перфорированию интервала.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения измерения давления и температуры осуществляют в процессе подъема колонны труб из скважины.
Измерения давления и температуры могут быть осуществлены в процессе подъема колонны труб из скважины после проведения работ по перфорированию интервала.
В соответствии с еще одним вариантом реализации изобретения измерения давления и температуры осуществляют в процессе спуска колонны труб в скважину и в процессе подъема колонны труб из скважины.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана система для осуществления спуско-подъемных операций и измерений; на фиг.2 - процесс вытеснения, изображенный в упрощенной геометрической форме; на фиг.3 - геометрия, используемая в примере осуществления расчетов; на фиг.4 - положение/отметка уровня жидкости в затрубном пространстве и положение бурильных труб с компоновкой для проведения испытания пластов (коллектора) вдоль скважины по отношению ко времени действия; на фиг.5 - определенное гидродинамическое забойное давление и общий объем поглощений.
Предлагаемое изобретение осуществляется следующим образом.
Как показано на фиг.1, колонну 1 труб или колонну 1 труб с дополнительными инструментами опускают в скважину 2 с поверхности 3 для выполнения определенных операций. Датчик 4 для измерения давления и температуры установлен в колонне труб 1. В системе может быть установлен дополнительный датчик 5 или несколько дополнительных датчиков для измерения давления и температуры. Колонну 1 труб опускают в скважину 2 до тех пор пока она не достигнет положения 6 в определенной точке напротив или близко к подземному коллектору 7. Показания давления и температуры записываются в течение всего периода спуска колонны 1 труб с поверхности 3 до точки забоя 6. После выполнения операции спуска, всех операций, запланированных в скважине, и подъема колонны труб, датчики температуры и давления извлекаются на поверхность с измерениями, которые были сняты во время спуско-подъемных операций, и измерениями, полученными в процессе выполнения запланированных операций.
В случае использования двух датчиков давления и температуры один из датчиков может быть установлен над пакером, а другой - ниже пакера. Компоновка с установкой двух датчиков позволяет определить плотность р исходя из разницы давлений по показаниям двух манометров. Используя формулу гидростатического давления, получаем:
<mrow><mi>ρ</mi><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>p</mi><mi>g</mi></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow></mrow><mrow><mi>g</mi><msub><mi>l</mi><mi>g</mi></msub><mi>cos</mi><msub><mi>θ</mi><mi>g</mi></msub></mrow></mfrac></mrow>
g
g
где g - это постоянная силы тяжести, l - расстояние между манометрами и θ - средний угол наклона данной части скважины. Отметим, что последняя формула справедлива для медленных процессов, при которых потери давления на трение играют менее существенную роль, чем гидростатический перепад давления. Измерения температуры могут использоваться для установления соотношения между свойствами жидкости на поверхности и в точке замера данных в подземных условиях.
Рассмотрим объемный баланс во время спуска колонны труб в скважину. В целях упрощения пренебрежем сжимаемостью флюидов и сделаем предположение, что уровень жидкости в затрубном пространстве поднимается строго вертикально, в то время как движение колонны бурильных труб или колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для проведения испытания пластов (коллекторов) проводится по наклонной (см. фиг.2).
DST
an
r
Двигающаяся колонна бурильных труб с компоновкой для проведения испытания пластов (коллекторов) вытесняет определенный объем жидкости ΔV в течение периода времени Δt. В то же время объем жидкости в затрубном пространстве увеличивается на ΔV, а объем ΔV поглощается коллектором. Следовательно, в данном случае мы имеем
<mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>V</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mi>Δ</mi><msub><mi>V</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub><mo>+</mo><mi>Δ</mi><msub><mi>V</mi><mi>r</mi></msub><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>1</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
Данные объемы могут быть проще выражены в следующем виде
DST
DST
DST
ΔV=AΔz
an
an
an
ΔV=AΔz
r
w
loss
ΔV=2πrhΔr=QΔt
DST
an
an
DST
w
loss
где Δz - измеренная глубина продвижения колонны бурильных труб за время Δt (8 на фиг.2), Δz - высота подъема столба жидкости в затрубном пространстве за время Δt (9 на фиг.2), A - площадь поперечного сечения доступного для течения в затрубном пространстве, A - площадь поперечного сечения колонны бурильных труб, расчитанная по внешнему диаметру, h - разница между измеренными глубинами подошвы и кровли коллектора (мощность коллектора, 10 на фиг.2) или длина перфорированного интервала, Δr - глубина проникновения жидкости из скважины в коллектор (11 на фиг.2), r -радиус скважины (12 на фиг.2), Q - объемный расход оттока жидкости из скважины в коллектор.
Подставив последнее выражение в уравнение (1) и разделив на Δt, получаем
<mrow><msub><mi>A</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>z</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><mi>t</mi></mrow></mfrac><mo>=</mo><msub><mi>A</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>z</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><mi>t</mi></mrow></mfrac><mo>+</mo><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>l</mi><mi>o</mi><mi>s</mi><mi>s</mi></mrow></msub><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>2</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
Член в левой части уравнения (2) выражает скорость спуска колонны бурильных труб с компоновкой для проведения испытания пластов (коллекторов)
<mrow><msub><mi>ν</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>z</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><mi>t</mi></mrow></mfrac></mrow>
DST
Значение этой скорости ν принимается как заданная величина. Обычно эта скорость составляет порядка нескольких сантиметров в секунду. Теперь рассмотрим первый член в правой части уравнения (2). Увеличение уровня жидкости в затрубном пространстве пропорционально возрастающему гидродинамическому забойному давлению, которое для медленных процессов в почти вертикальной скважине равно в основном гидростатической составляющей.
<mrow><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>z</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><mi>t</mi></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ρ</mi><mi>g</mi></mrow></mfrac><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><mi>t</mi></mrow></mfrac></mrow>
wf
где Δp обозначает изменение забойного давления за время Δt.
Отметим, что более сложные геометрические характеристики и интервалы скоростей могут быть учтены в последнем уравнении. Второй член в правой части уравнения может быть выражен, например, из стационарного соотношения притока жидкости в эксплуатационной скважине (соотношение забойного давления фонтанирования с дебитом).
<mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>l</mi><mi>o</mi><mi>s</mi><mi>s</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi></mrow><mrow><mi>μ</mi><mrow><mo>(</mo><mrow><mi>ln</mi><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>r</mi><mi>e</mi></msub><mo>/</mo><msub><mi>r</mi><mi>w</mi></msub></mrow><mo>)</mo></mrow><mo>+</mo><mi>s</mi></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow></mfrac><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow></msub><mo>−</mo><msub><mi>p</mi><mi>e</mi></msub></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow>
e
e
Здесь k - проницаемость, µ - вязкость, r - приведенный радиус давления, s - скин-фактор, p - пластовое давление, определенное на приведенном радиусе давления.
Заменяя три последних равенства уравнением (2) при Δt→0, получаем простое обыкновенное дифференциальное уравнение первого порядка.
<mrow><mfrac><mrow><mi>d</mi><msub><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>d</mi><mi>t</mi></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>ρ</mi><mi>g</mi></mrow><mrow><msub><mi>A</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub></mrow></mfrac><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>A</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><msub><mi>ν</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>−</mo><mi>P</mi><mi>I</mi><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow></msub><mo>−</mo><msub><mi>p</mi><mi>e</mi></msub></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow><mo>)</mo></mrow><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>3</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
где PI является коэффициентом продуктивности скважины.
<mrow><mi>P</mi><mi>I</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi></mrow><mrow><mi>μ</mi><mrow><mo>(</mo><mrow><mi>ln</mi><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>r</mi><mi>e</mi></msub><mo>/</mo><msub><mi>r</mi><mi>w</mi></msub></mrow><mo>)</mo></mrow><mo>+</mo><mi>s</mi></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow></mfrac></mrow>
Уравнение (3) может быть записано в явном дискретизированном виде.
<mrow><msubsup><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow><mrow><mi>n</mi><mo>+</mo><mn>1</mn></mrow></msubsup><mo>=</mo><msubsup><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow><mi>n</mi></msubsup><mo>+</mo><mi>Δ</mi><mi>t</mi><mfrac><mrow><mi>ρ</mi><mi>g</mi></mrow><mrow><msub><mi>A</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub></mrow></mfrac><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>A</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><msubsup><mi>ν</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow><mi>n</mi></msubsup><mo>−</mo><mi>P</mi><mi>I</mi><mrow><mo>(</mo><mrow><msubsup><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow><mi>n</mi></msubsup><mo>−</mo><msub><mi>p</mi><mi>e</mi></msub></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow><mo>)</mo></mrow><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>4</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
wf
loss
Уравнение (4) легко решается численно для расчета гидродинамического забойного давления p, которое, в свою очередь, позволяет рассчитать объемный расход поглощения жидкости коллектором Q(t). Скин-фактор s определяется путем подбора значения, удовлетворяющего заданным параметрам, условиям задачи, и удовлетворения требований к проверочным параметрам (см. ниже). Необходимо отметить, что в данной задаче значение проницаемости k могло оказаться неизвестной (определяемой) величиной. В таком случае его можно было бы найти при заданном скин-факторе и мощности коллектора h. С другой стороны, мощность коллектора h также могла являться неизвестной (определяемой) величиной. В таком случае ее можно было бы найти при заданном скин-факторе и проницаемости k.
Надежность результатов, предсказываемых моделью, может быть проверена с помощью расчета следующих проверочных параметров: положение колонны бурильных труб с компоновкой для проведения испытания пластов (коллекторов)
<mrow><msub><mi>z</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>=</mo><msub><mi>z</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mn>0</mn><mo>)</mo></mrow><mo>−</mo><mstyle displaystyle="true"><mrow><msubsup><mo>∫</mo><mn>0</mn><mi>t</mi></msubsup><mrow><msub><mi>ν</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mi>d</mi><mi>t</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>5</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow></mrow></mstyle></mrow>
Отметка уровня жидкости в затрубном пространстве
<mrow><msub><mi>z</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>=</mo><msub><mi>z</mi><mrow><mi>a</mi><mi>n</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mn>0</mn><mo>)</mo></mrow><mo>+</mo><mfrac><mrow><msub><mi>p</mi><mrow><mi>w</mi><mi>f</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>−</mo><msub><mi>p</mi><mi>e</mi></msub></mrow><mrow><mi>ρ</mi><mi>g</mi></mrow></mfrac><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>6</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
и давление нижнего манометра
<mrow><msub><mi>p</mi><mrow><mi>g</mi><mi>c</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mo>=</mo><msub><mi>p</mi><mi>e</mi></msub><mo>−</mo><mi>ρ</mi><mi>g</mi><msub><mi>z</mi><mrow><mi>D</mi><mi>S</mi><mi>T</mi></mrow></msub><mrow><mo>(</mo><mi>t</mi><mo>)</mo></mrow><mi>cos</mi><mi>θ</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>7</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
DST
an
Необходимо обратить внимание, что для простоты величины z(t), так и z(t) отсчитываются вдоль ствола скважины, начиная с забоя скважины.
1
2
e
e
1
e
1
3
В качестве конкретного примера реализации изобретения рассмотрим конфигурацию скважины, показанную на фиг.3, которая характеризуется следующими параметрами: длина наклонного участка l=2127.04 м (13 на фиг.3), длина вертикального участка l=500 (14 на фиг.3) м и угол наклона θ=20° (15 на фиг.3). Длина интервала перфорирования составляет h=10 м, пластовое давление составляет p=200 бар (приведенный радиус давления r=500 м), а проницаемость пласта составляет k=50 мД. В данном примере значение скин-фактора s является неизвестной величиной. Плотность флюида в потоке составляет ρ=1000 кг/м, а вязкость µ=1. Допустим, что при спуске колонна впервые соприкасается с жидкостью в точке перегиба, в которой забойное давление равно значению гидростатического давления, ρgh=p. Исходя из этого уравнения мы видим, что высота столба жидкости в стволе скважины до начала операции равнялась h=2000 m (16 на фиг.3).
DST
Спуско-подъемная операция в данном случае состоит из двух периодов спуска бурильной колонны в скважину и короткого периода подъема колонны из скважины между этими периодами, до окончания движения колонны. Средняя скорость была откорректирована, чтобы значение zDST, рассчитанное с помощью уравнения (5), равнялось нулю, когда колонна прекращает движение (нижний прибор достигает конечной измеренной глубины по стволу скважины, кривая 17 на фиг.4). В результате такой корректировки мы получаем абсолютное значение ν=0.03735 м/с (см. фиг.4).
DST
an
1
2
loss
После того как выбрано значение ν, для установленных параметров нужно убедиться, чтобы значение max(z)=l+l, на момент окончания спуско-подъемной операции (кривая 18 на фиг.4) указывало на то, что уровень жидкости в затрубном пространстве поднялся до отметки, соответствующей показанию правильного гидростатического давления на манометре. Это автоматически уравнивает рассчитанное значение забойного давления с расчетным давлением на манометре, которое получено с помощью уравнения (7). Хорошее совпадение получено для значения скин-фактора s=60 (см. фиг.5, где кривая 19 обозначает динамическое забойное давление, кривая 20 обозначает давление на манометре, полученное с помощью уравнения (7) и кривая 21 обозначает суммарный отток в коллектор). На данном чертеже также показаны общие потери ∫Qdt.
Предлагаемый способ может применяться и для случаев с более сложными геометрическими характеристиками.