К вопросу определения давления однофазного состояния пластовых флюидов по данным промысловых замеров | Статья в сборнике международной научной конференции

Библиографическое описание:

Гасанов И. Р. К вопросу определения давления однофазного состояния пластовых флюидов по данным промысловых замеров [Текст] // Технические науки: традиции и инновации: материалы III Междунар. науч. конф. (г. Казань, март 2018 г.). — Казань: Молодой ученый, 2018. — С. 44-49. — URL https://moluch.ru/conf/tech/archive/287/13675/ (дата обращения: 24.06.2018).



В статье предложен способ определения давления однофазного состояния пластовых флюидов при установившихся режимах фильтрации, правильное определение которого приводит к предотвращению потерь жидкости в пласте и в призабойной зоне скважины и, тем самым, обеспечивает высокие коэффициенты извлечения промышленных запасов нефти, газа и конденсата.

Ключевые слова: давления, однофазное состояние, призабойная зона, скважина.

The article proposes a method for determining the pressure of a single-phase state of reservoir fluids under steady-state filtration regimes. The correct definition leads to the prevention of fluid loss in the formation and in the bottom hole zone of the well and, thereby, provides high recovery rates for industrial oil, gas and condensate reserves.

Keywords: pressure, single-phase state, bottom hole zone, well.

Давление однофазного состояния пластовых флюидов Рос является одним из основных широко используемых параметров в теории и практике разработки месторождений. Определение величины этого параметра и установление закономерностей его изменения по площади залежей (а в массивных — и по толщине) необходимы при проектировании, осуществлении и регулировании процесса разработки залежей. Обусловлено это тем, что оно позволяет правильно установить предел снижения забойных давлений в скважинах и, следовательно, рационально использовать природную энергию пласта, обосновать целесообразность и начало осуществления сайклингпроцесса, повысить эффективность различных мероприятий, направленных на интенсификацию добычи, предотвращение потерь жидкости в пласте и в призабойной зоне скважины и, тем самым, обеспечить, возможно, высокие коэффициенты извлечения промышленных запасов нефти, газа и конденсата.

В настоящее время в литературе существуют многочисленные лабораторные 1–3 и др. и промысловые способы 4–8 и др. определения указанного параметра. Лабораторные способы основаны на нахождении начала выделения газа (или выпадения конденсата) на пробы пластового флюида. Точность определения давления однофазного состояния при этом зависит от качества и количества проб, отобранных из фильтровой части скважин или рекомбинированных в лаборатории. Отбор проб из забоя скважин по различным техническим и технологическим причинам часто не представляется возможным, а рекомбинированные пробы обычно приводят к значительным погрешностям.

Часть промысловых способов определения Рос основана на использовании глубинного прибора, имеющего по различным причинам ограниченное применение на промыслах. Что касается других промысловых способов, предусматривающих неоднократные замеры забойных давлений в скважинах, то следует отметить, что с увеличением глубины залегания продуктивных пластов и в условиях больших устьевых и забойных давлений и встречных потоков, спуск глубинных приборов затрудняется и часто становится невозможным. Кроме того, для определения Рос требуется также закрытие скважины для замера пластового давления.

Исходя из вышеизложенного, здесь предлагается более простой по своему исполнению способ определения давления однофазного состояния пластовых флюидов по промысловым данным, исключающий остановки скважин для замеров пластового давления и сокращающий замеры забойного давления до минимума.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. При притоке однофазной нефти к забою скважин в условиях Рс > Рос газовый фактор не меняется, а в газоконденсатных скважинах содержание конденсата в добываемой продукции остается постоянным. В условиях же, когда Рс < Рос, вследствие выпадения конденсата в пласте, содержание его в добываемом газе уменьшается. А при фильтрации газированной нефти, выделившийся газ в первое время, заполняя поры пласта, остается неподвижным. С этого момента значение газового фактора вначале несколько уменьшается, и только затем начинает расти.

Это явление и заложено в основу предлагаемого способа. Он реализуется следующим образом. Осуществляется эксплуатация скважин при различных установившихся режимах путем установления на устье скважин штуцеров различных диаметров. На каждом установившемся режиме замеряются дебиты скважин. Причем первый замер проводят при минимальном диаметре штуцера (dшт). Он должен составить (0,20,3) dо (здесь dо — рабочий диаметр штуцера, при котором скважину эксплуатировали в начале исследования). Далее замеры выполняют при диаметре штуцера, последовательно увеличивающемся на (0,20,3) мм от начального диаметра. На каждом режиме определяют значение газового фактора (ГФ) в нефтяных или же содержание конденсата (КГФ) в газоконденсатных скважинах. Режим эксплуатации изменяют до тех пор, пока два последующих значения ГФ (или КГФ) не окажутся меньше предыдущего. Затем строят графическую зависимость ГФ (или КГФ) от dшт, которая разделяется на область постоянства указанных параметров (однофазный режим фильтрации) и область снижения их (двухфазный режим фильтрации), представляющих собой прямые линии. По точке перелома полученной кривой находят dшт, который и устанавливают на устье скважины. При этом режиме эксплуатации скважины замеренное забойное давление (Рзаб) будет равно давлению однофазного состояния пластовых флюидов, т. е. будет удовлетворяться условие Рзаб = Рос.

А теперь предлагаемый способ проиллюстрируем на конкретных примерах. Скважина 217 месторождения Нефтяные Камни была исследована методом установившихся отборов в пяти режимах (табл.1). Исследования начались при эксплуатации скважин через штуцер диаметром 5,5 мм. При каждом следующем режиме dшт увеличивался на 0,5 мм. На каждом установившемся режиме эксплуатации замерялся дебит нефти и газа, вычислялись соответствующие газовые факторы. В трех первых режимах получили постоянное значение ГФ. В двух последующих режимах значения ГФ снизились. Затем была построена зависимость ГФ от dшт (рис.1). Как видно из рисунка, графический вид изменения ГФ разделяется на две части, каждая из которых описывается прямой линией. По точке пересечения указанных линий определили dшт = 6,8 мм. Затем, построив графическую зависимость между dшт и Рс (рис.2) при dшт = 6,8 мм, находим:

Рс = Рнас = 7,02 МПа.

В той же скважине по результатам лабораторных исследований в бомбе РVТ установлено, что Рнас= 7,1 МПа. Как видно, разница в определенных значениях составляет всего 0,08 МПа.

На рис.3 и 4 показаны результаты обработки данных исследования скважины 214 месторождения Нефтяные Камни и скважины 12 месторождения Западный Котур-Тепе в координатах qРс от ΔРс в соответствии с 8 и Гф от ΔРс. Как видно из рисунков, форма изменения кривых в обеих системах координат и точка их пересечения точно совпадают. Следовательно, значения Рнас, найденные с использованием указанных способов, будут совпадать.

В таблице 2 приводятся данные исследования и их обработки газоконденсатной скважины 349 месторождения Котур-Тепе методом установившихся отборов. По данным таблицы были построены графические зависимости между КГФ и dшт (рис.5) и Рзаб и dшт = 12,2 мм, при которых Рс = Рнк. Из рис.6 при dшт = 12,2 мм находим, что давление начала конденсации газоконденсатной смеси равно 36,9 МПа, т. е. Рнк = Рс = 36,9 МПа.

Как видно, для реализации предлагаемого способа достаточно одного замера забойного давления, что позволяет значительно сэкономить время и материальные средства.

Кроме того, простота внедрения предлагаемого способа позволит определять значения Рнас по площади залежи и оперативно контролировать процесс разработки.

Таблица 1

Результаты исследования скважин при установившихся режимах для определения значений Рнас

№ скв.

мест.

dшт,

мм

Рс,

Мпа

ΔР,

МПа

Qн,

т/сут

Qг,

м3/сут

qР,

т/сут ∙ МПа

Г,

м3

217

Нефтяные Камни

5,5

7,402

0,61

37,0

2664,0

60,6

72

6,0

7,237

0,69

41,9

2933,0

60,7

70

6,5

7,158

0,73

44,1

3175,2

60,3

72

7,0

6,987

0,89

53,6

3644,8

60,5

68

7,5

6,830

0,93

56,6

3282,8

60,6

58

12 Запад.Котур-Тепе

4

37,69

1,74

94,2

15170

54

161

6

36,67

2,76

163,9

26200

59

161

7

34,87

4,56

226,6

34200

50

151

8

33,28

6,18

253,0

37240

41

147

10

29,17

10,26

359,0

41090

35

114

214

Нефтяные Камни

4,0

6,693

0,121

14,5

107

120

7,38

4,5

6,648

0,166

20,0

102

120

5,1

5,0

6,588

0,226

27,0

102,6

119

3,8

5,5

6,467

0,347

37,0

80,0

107

2,16

6,1

6,226

0,588

45,0

79,2

77

1,79

6,4

6,287

0,527

52,0

68,0

98,7

1,9

7,0

5,944

0,87

59,7

79,3

69

1,33

7,5

5,721

1,093

67,0

78,0

61

1,16

322

Нефтяные Камни

5,0

12,44

0,65

35,5

5147,5

55

145,0

5,5

12,32

0,73

39,0

5674,5

53

145,5

6,0

12,17

0,79

44,3

5984,93

56

135,1

6,5

11,95

0,98

61,7

7391,66

63

119,8

7,0

11,91

1,12

69,0

5354,4

62

77,7

7,5

11,72

1,31

72,0

4622,4

55

64,2

8,0

11,25

1,69

74,3

6189,19

44

83,3

Таблица 2

Результаты исследования скважин при установившихся режимах для определения значения Рнк

Диаметр штуцера, мм/dшт

Давление, МПА

Депрессия

МПа,

ΔР

Дебит

Содержание конденсата,

см33

КГФ

Коэффициент продуктивности скважин,

Рб

Рзат

Рзаб

газа,

тыс.

тыс.м3/

сут,

Qг

кон-

ден-

сата,

м3/сут,

Qк

8

27,9

29,7

38,5

1,3

268,0

97,4

363,4

206,1

10

26,8

29,3

38,0

1,8

334,9

122,6

366,1

186,1

14

20,2

27,7

36,0

3,8

492,5

174,4

354,1

129,6

18

16,3

26,6

34,6

5,2

575,7

195,8

340,1

110,7

Рис 1. Зависимость газового фактора Гф от диаметра штуцера dшт скв.217 месторождения Нефтяные Камни.

Рис. 2. Зависимость Рс от dшт скв.217 месторождения Нефтяные Камни

Рис. 3. Скв.214 месторождения Нефтяные Камни

Рис. 4. Скв.12 месторождения Западный Котур-Тепе

Рис. 5. Зависимость КГФ от dшт скв.349

Рис. 6. Зависимость Рзаб от dшт скв. 349

Литература:

  1. Гиматуддинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1971. — 312с.
  2. Рафибейли Н. М. О влиянии пористой среды на величину давления насыщения. — Изв. АН СССР, ОТН, Металлургия и топливо, 1959, № 2, с.173174.
  3. Разработка газоконденсатных месторождений /А. Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Дурмишьян, А. Г. Ковалев, Т. А. Аллахвердиев. — М.: Недра, 1967. 356с.
  4. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. — М.: Недра, 1973. С.246.
  5. Усенко В. Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. — М.: Недра, 1967. 216с.
  6. Способ определения давления начала конденсации газоконденсатной смеси / М. Т. Абасов, А. М. Кулиев, Э. Х. Азимов, В. Н. Аллахвердиев. — Геология, бурение и разработка газовых месторождений: Экспресс-информация / ВНИИЭгазпром, М., 1982, вып.7, с.79.
  7. Способ определения давления насыщения нефти газом по данным термогидродинамических исследований скважин / А. М. Кулиев, Н. Б. Касумов, Э. Х. Азимов, Ш. А. Джаруллаев. — Азерб.нефт.хозво, 1984, № 1, с.36–39.
  8. Определение давления насыщения по изменению коэффициента продуктивности / М. Т. Абасов, Э. Х. Азимов, Г. С. Мамиев, А. М. Кулиев. — Нефтяное хозяйство, 1982, № 6, с.3740.
Основные термины (генерируются автоматически): однофазное состояние, предлагаемый способ, скважина, содержание конденсата, месторождение, Камень, диаметр штуцера, давление, забойное давление, графическая зависимость.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос