книги / 731
.pdf
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 622.276.51
Л.Н. Иконникова, А.Б. Золотухин
Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова, Архангельск, Россия
ОЦЕНКА ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ЕГО ЗНАЧЕНИИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
Приведена методика расчета забойного давления фонтанирующей скважины при его значении, меньшем давления насыщения, на основании кривой Дж. В. Фогеля, с использованием исследования по скважине на одном установившемся режиме.
Ключевые слова: давление насыщения, кривая Фогеля, двухфазный поток, забойное давление, пластовое давление, дебит скважины, коэффициент продуктивности.
L.N. Ikonnikova, A.B. Zolotukhin
Northen Arctic federal university named after M. V. Lomonosov, Archagelsk, Russia
EVALUATION OF FLOWING WELL BOTTOM HOLE
PRESSURE AT BOTTOM HOLE PRESSURE BELOW
BUBLE POINT PRESSURE
Flowing well bottom hole pressure study at bottom hole pressure below bubble point pressure according to Vogel’s type curve on the basis of only single indicator test.
Keywords: bubble point pressure, Vogel’s type curve, solution gas drive, flowing well pressure, reservoir pressure, oil production rate, productivity index.
Проектирование подъема жидкости на поверхность зависит от точности прогнозируемого притока жидкости в ствол скважины из коллектора. Характеристику притока фонтанирующей скважины с забойным давлением выше давления насыщения при наличии данных промысловых исследований можно вычислить по формуле Дюпюи:
q = |
2πkh(Pc − Pwf ) |
(1) |
|||
|
|
|
, |
||
|
R |
|
|||
|
µbln |
c |
+ S |
|
|
|
|
|
|||
|
rw |
|
|
||
|
|
|
|
|
61 |
Л.Н. Иконникова, А.Б. Золотухин
где Pc – пластовое давление, Па; Pwf – забойное давление, Па; k – проницаемость пласта, м2; h – эффективная мощность, м; b – объемный коэффициент; µ – динамическая вязкость жидкости Па·с; Rc – радиус контура, м; rw – радиус скважины, м; S – скин-фактор
Формула справедлива для одиночной скважины, расположенной в центре зоны дренирования, которая эксплуатируется на установившемся режиме. В соответствии с ней коэффициент продуктивности К зависит от свойств коллектора и жидкости и является постоянной величиной:
К = |
q |
2πkh |
|
|
|
|||
|
= |
|
|
. |
(2) |
|||
(Pc − Pwf ) |
Rc |
|
||||||
|
|
|
µb ln |
|
|
+ S |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
rw |
|
|
|||
При однофазном потоке его ожидаемое значение может быть определено из линейного соотношения между дебитом и депрессией (рис. 1). Из рис. 1 следует, что угол наклона кривой обратно пропорционален коэффициенту продуктивности. Проведя прямую линию до точки пересечения, где забойное давление будет равно нулю, можно теоретически определить максимально возможный дебит скважины при 100%-ном снижении депрессии q′. Но формулы справедливы лишь для условия, когда Рwf > Pb.
При условии Рwf < Pb образуется двухфазный поток, и прямолинейная зависимость переходит в нелинейную, в результате снижается коэффициент продуктивности. Одним из методов прогнозирования характеристики притока при наличии двухфазного притока был разработан Дж. В. Фогелем, предложившим следующую формулу для этихусловий :
q |
|
|
|
Pwf |
|
Pwf 2 |
|
|||||||
|
= 1 |
− 0, 2 |
|
|
|
|
|
− 0,8 |
|
|
|
|
, |
(3) |
q' |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
PR |
|
|
PR |
|
|
|||||
PR – среднее пластовое давление Рс или давление насыщения Pb в зависимости от того, что меньше, т.е. PR = min (Pв, Pс ), Па, Рwf – забойное давление при дебите скважины q, Па, q′ – проектная производитель-
Zolotukhin А., Risnes R., Mishenko I. Performance of oil and gas Wells // Lecture notes on the course MPE 500 Well Operations / Stavanger University. – Stavanger, 2007. – Р. 273.
62
Оценка забойного давления фонтанирующей скважины
ность скважины при 100%-ном снижении давления в пласте или максимально возможный дебит, м3/сут; q – дебит скважины на установившемся режиме при забойном давлении Pwf, м3/сут.
Рис. 1. Соотношение забойного давления с дебитом для однофазного потока жидкости
Результаты расчетов в соответствии с уравнением Фогеля, проведенные для различных скважин, практически совпадают друг с другом, образуя одинаковую для всех случаев кривую (рис. 2).
Рис. 2. Результаты расчета кривых притока, представленные в безразмерном виде
63
Л.Н. Иконникова, А.Б. Золотухин
Рассмотрим наиболее общий случай, когда пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление скважины может принимать любые значения. Поскольку Рс > Pb, кривая будет иметь две части: линейную при забойном давлении Рwf > Pb и криволинейную (кривая Фогеля) при Рwf < Pb (рис. 3).
Обе части пересекаются в точке Рwf = Pb и q0 = q*, где q* неизвестно. В этой точке коэффициент продуктивности будет одинаков для обеих частей, значит, производные обеих частей в этой точке будут одинаковы.
Рис. 3. Соотношения забойного давления с дебитом для двухфазного потока
Учитывая это, можно вывести следующую систему уравнений:
|
|
|
P |
|
|
P |
2 |
(q' − q )= B (q' − q ), |
|
|||||
q − q = 1 |
− 0, 2 |
|
|
wf |
|
− 0,8 |
|
wf |
|
|
(4) |
|||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
P |
|
|
|
P |
|
|
|
|
||
|
|
|
R |
|
R |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
q |
q' − q |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 1,8 |
|
, |
(5) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Pc − Pb |
Pb |
|
|||||
|
Pwf |
|
Pwf |
|
2 |
|
|
|
|||||
где B = 1− 0, 2 |
|
|
|
|
− 0,8 |
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
PR |
|
|
PR |
|
|
|
|
|
|||
С учетом введенного обозначения выражение (4) примет сле- |
|||||||||||||
дующий вид: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q − (1− B)q = B q'. |
(6) |
||||||
64 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оценка забойного давления фонтанирующей скважины
Правое условие уравнения (5) есть производная криволинейной части при двухфазном потоке (см. рис. 3).
После решения системы уравнений получим
q = |
|
1,8q (Pc − Pb ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
(7) |
||||
|
|
|
|
P |
|
|
|
P |
|
2 |
||||||
1,8q (Pc |
− Pb )+ Pb |
|
|
|
|
|||||||||||
1− 0, 2 |
|
|
wf |
|
|
− 0,8 |
|
wf |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
P |
P |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
R |
|
|
R |
|
|
|
|
||||
При расчете выражения (4) могут возникнуть следующие варианты решений:
1.Pwf = PR , значит, В = 0 и q = q ;
2.Pwf = 0 , значит, В = 1 и q = q′.
Теперь рассмотрим расчет дебита, учитывая значение забойного давления по отношению к давлению насыщения.
1. Если Рс > Рb, Pwf > Pb.
При однофазном потоке дебит скважины можно рассчитать, используя формулу Дюпюи (1), а коэффициент продуктивности будет иметь прямую зависимость забойного давления от дебита (см. рис. 1).
2. Если Рс > Рb, Pwf |
≤ Pb, 0 < В < 1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Таким образом, |
|
|
− Pb (так как |
|
= min(Pb , Pc )). |
|
||||||||||||||
PR |
PR |
|
||||||||||||||||||
При условии Pwf |
≤ Pb, В = 0, q = q . |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
Максимально возможный дебит q' найдем из выражения (3): |
|
|||||||||||||||||||
q' = |
|
|
|
|
|
|
q |
|
|
|
|
|
|
|
. |
(8) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
P |
|
|
|
|
P |
|
2 |
||||||||||||
|
|
|
|
1− 0, 2 |
|
|
wf |
|
− 0,8 |
|
|
wf |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
PR |
|
|
|
|
|
PR |
|
|
|
|||||
Дебит скважины при различных значениях забойного давления |
||||||||||||||||||||
определяем по формуле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
q = |
(1− B)2πkh(Pc − Pb ) |
|
+ B q'. |
(9) |
||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
R |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
µb ln |
c |
+ S |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
rw |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
3. Если Pc < Pb, Pwf ≤ Pb, Pc – Pb = 0 (уходит в минус), q = 0 со- |
||||||||||||||||||||
гласно (6), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q = Bq′. |
|
|
|
|
|
|
|
|
(10) |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
65 |
Л.Н. Иконникова, А.Б. Золотухин
Максимально возможный дебит найдем из выражения (8). Рассмотрим два примера расчета по скважинам № 1 и 2. Скважина № 1 имеет следующие результаты гидродинамического
исследования: q = 513 м3/сут, Рwf = 16,4 МПа, Рb = 18,2 МПа, Рс = 19,8 МПа. Таким образом, Pc > Pb Pwf ≤ Pb 0 < B < 1. Расчетные данные представлены в табл. 1.
Таблица 1
Расчетные данные по скважине № 1
Параметр |
|
Расчетные значения параметров |
|
||||
Рwf, МПа |
19,8 |
18,2 |
16,4 |
|
10 |
5 |
0 |
В |
0 |
0 |
0,17 |
|
0,65 |
0,88 |
1 |
q*, м3/сут |
– |
246 |
– |
|
– |
– |
– |
q', м3/сут |
|
|
|
1809 |
|
|
|
q, м3/сут |
0 |
246 |
513 |
|
1260 |
1629 |
1809 |
Зависимость забойного давления от дебита скважин №1 представлена на рис. 4.
Рис. 4. Зависимость забойного давления от дебита скважины №1
Скважина № 2 имеет следующие результаты гидродинамического
исследования: q = 619 м3/сут, Рwf |
= 13,3 МПа, Рс = РR =19,1 МПа, |
Рb = 19,9 МПа. Таким образом, Pc |
< Pb Pwf Pb q = B q’. Расчетные |
данные представлены в табл. 2. |
|
66 |
|
Оценка забойного давления фонтанирующей скважины
Таблица 2
Расчетные данные по скважине № 2
Параметр |
|
Расчетные значения параметров |
|
||||
Рwf, МПа |
19,9 |
19,1 |
13,3 |
|
10 |
5 |
0 |
В |
0 |
0 |
0,5 |
|
0,7 |
0,9 |
1 |
q*, м3/сут |
– |
– |
– |
|
– |
– |
– |
q', м3/сут |
|
|
|
1304 |
|
|
|
q, м3/сут |
– |
0 |
619 |
|
882 |
1164 |
1304 |
Зависимость забойного давления от дебита скважины № 2 отражена на рис. 5.
Рис. 5. Зависимость забойного давления от дебита скважины № 2
Таким образом, построив результирующую кривую Фогеля, можно прогнозировать дебит фонтанной скважины при любом значении забойного давления, имея данные только для одного режима.
Об авторах
Иконникова Людмила Никовна (Архангельск, Россия) – стар-
ший преподаватель кафедры « Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Северного Арктического федерального университета им. М.В Ломоносова (163002, г. Архангельск, наб. Се-
верной Двины, 14, e-mail: iconnicova@mail.ru).
67
Л.Н. Иконникова, А.Б. Золотухин
Золотухин Анатолий Борисович (Москва, Россия) – д-р техн.
наук, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (119991, г. Москва,
Ленинский просп, В-296, 65 e-mail:zolotukhin.a@gubkin.ru).
About the authors
Ikonnikova Ludmila (Archangelsk, Russia) – senior lecturer of the department of the Development and Exploitation of Oil and Gas fields in Northen Arctic federal university named after M.V. Lomonosov (14, North Dvina Embankment, Archangelsk, Russia, 163002, e-mail: DeryushevAB@mail.ru).
Zolotukhin Anatoly (Moscow, Russia) – doctor technicheskih nauk, professor of the Development and Exploitation of Oil fields in RSU of Oil and Gas after I.M. Gubkin ( 65, Leninsky avenue Moscow, Russia, 119991 e-mail: zolotukhin.a@gubkin.ru).
Получено 7.02.2012
68
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 622.279.4
А.К. Таланкин, М.В. Коряковцева
Уральский государственный горный университет, Екатеринбург, Россия
ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНИНИЯ МОБИЛЬНОЙ ЗАМЕРНОЙ УСТАНОВКИ ROXAR WETGAS METER
ВКОМПЛЕКСЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО АНАЛИЗУ ДИНАМИЧЕСКИХ ПОТОКОВ НА ГАЗОВЫХ
ИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Технология мобильной многофазной дебитометрии предназначена для определения фазовых превращений потока флюидов, содержания воды в потоке газа, отдельных объемных расходов углеводородов и воды. С ее помощью также получают информацию о наличии и количестве механических примесей в продукции скважины. Все это при определенных условиях является эффективным дополнением к «классическим» комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных систем месторождений севера Тюменской области.
Вработе приведены примеры апробации данной технологии и методики исследований,
атакже интерпретации и анализа результатов. Обоснованы основные преимущества технологии перед классическими газоконденсатными и гидродинамическими исследованиями.
Ключевые слова: динамический поток, многофазная дебитометрия, фазовые превращения флюидов, фильтрационно-емкостные свойства, гидродинамические исследования скважин, газоконденсатные исследования скважин, механические примеси в продукции скважин.
A.K. Talankin, M.V. Koryakovceva
Ural State Mining University, Yekaterinburg, Russia
THE TECHNOLOGY OF APPLICATION OF THE FIELD MOBILE “ROXAR” WET GAS METERING UNIT ACCORDING TO THE DYNAMIC FLOW ANALYSIS RESEARCH AT GAS AND GASOLINE CONDENSATE FIELDS
The technology of multiphase flow meetering is used for the determination of the containing fluids phase transformation within the different measurement conditions, the division of substance water in the gas flow, the volume flow rates of hydrocarbons and water. Also this technology provides information about down hole sand production, and total sand mass flow rate in well production. Seems to be effective addition to the “common” welltests and welllogs, being performed in gas and gasoline condensate fields in the North of the Tumen region.
In this paper are shown the results of application of the already mansioned technology (wet gas metering), the interpretation and analysis of certain well – logs and welltests. Also are determined the advantages of the investigation being compared with the “common” production logging tools and technics.
Keywords: dynamic flow, multiphase flow metering, phase transformation of multi-flow systems, porosity, permeability, advanced welltest, welllogging, sand containment in well production.
69
А.К. Таланкин, М.В. Коряковцева
В настоящее время промыслово-геофизические и геологические исследования на месторождениях углеводородов в процессе разработки являются важнейшим и единственным источником информации о техническом состоянии эксплуатационных скважин, характере поведения залежи (газо-гидродинамические параметры), фильтрационноемкостных, коллекторских свойствах. В связи с вступлением многих месторождений в позднюю стадию разработки, когда уровень нефтегазодобычи снижается и возникает необходимость переоценки промыш- ленно-извлекаемых запасов, требуются новые высокоэффективные технологии добычи и более совершенный промысловый геологогеофизический мониторинг. Новейшее поколение пластоиспытателей также дает информацию о неустановившихся режимах.
Важная роль отводится исследованиям газовых и газоконденсатных систем сепарационными (и безсепарационными) установками – дебитомерами (рис. 1), позволяющими получить исходную информацию о компонентном составе смеси, конденсатогазовом факторе, обводненности продукции скважин (и природе зафиксированной воды), наличии (отсутствии) выноса механических примесей, прочих информативных параметрах, необходимых разработчику (промысловику) для определения корректной технологии эксплуатации скважин и, как следствие, технологии разработки месторождений УВ.
Рис. 1. Условная схема исследований
К сепарационным установкам-дебитомерам относится измеритель потока влажного газа (рис. 2). Измеритель потока влажного газа определяет содержание воды микроволновым методом, а значения
70