СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ Российский патент 1996 года по МПК E21B47/00 E21B47/06 

Предполагаемое изобретение относится к газовой промышленности, к промысловым исследованиям газовых скважин.

Известен способ замера дебита газа скважин диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТом) или прувером с выпуском газа в атмосферу [1, с. 108-111] Дебит газа в этом случае определяется по формуле критического истечения газа:
, (УП. 28) [1, с. 109]
где
Q дебит газа, тыс.м³/сут.

Р давление перед диафрагмой, кгс/см²;
γ относительный удельный вес газа, б/р;
Т абсолютная температура газа, K;
Z коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;
С коэффициент, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы, б/р.

Соотношение параметров формулы (УП. 28) в этом способе интересно сходством с параметрами газовой скважины.

Из (УП. 28) вытекает, что Q прямо пропорционально С при P const и и прямо пропорционально Р при С сonst и .

А из газопромысловой практики известно, что дебит скважины Q так же находится в приблизительно такой же зависимости от проницаемости К призабойной зоны пласта (ПЗП) и пластового давления Р_пл. Т.е. с падением пластового давления дебит скважины падает и с падением проницаемости к ПЗП дебит скважины также падает.

В предполагаемом изобретении принимается аналогия между параметрами Q, C, P формулы (УП.28) и параметрами скважины Q, K, P_пл. (или Р_ст.) и Р_заб. (или Р рабочее устьевое Р_тр. или Р_зат.), соответственно, при остановке скважины и при работе, т.к. природа этих параметров сходна.

Точнее, подобно тому, как при замере дебита газа ДИКТом, согласно (УП. 28) в [1] при Р const и , изменение Q прямо пропорционально изменению С (или все равно, что изменение С прямо пропорционально изменению Q), так и для скважины, при Р_пл. const и Р_заб. const (или Р_{раб .уст ьев.} сonst) и К_1,2 ≠ const, изменение Q в предыдущие и текущие исследования будет прямо пропорционально изменению проницаемости К ПЗП.

Т.е. Q₁/Q₂ K₁/K₂, (1)
А условие, когда Р_пл. const и Р_заб. const означает, что депрессия на пласт, как ΔP = P_пл.-P_заб., равна const.

Но для соблюдения уравнения (1) необходимо, чтобы ΔP const было при условии, что Р_пл. const. хотя сама прямо пропорциональная зависимость дебита от проницаемости К ПЗП будет иметь место и при P_пл.1,2 ≠ const.

Т. е. здесь демонстрируется условие, что при Р_пл. const и при ΔP=const, но при К_1,2≠ const. Q_1,2 ≠ const. в отличие от коэффициента продуктивности скважины (м³/сут.ат.), (Ш.26) в [2] на с. 198, демонстрирующего условие, что при Р_пл. const и ΔР const будет Q_1,2 const или все равно, что при Р_пл. const, DР ≠ const будет Q_1,2 ≠ const, т.к
что возможно при К_1,2 const.

Т. е. предполагаемое изобретение предназначено для решения задач при условии, что К_1,2 ≠ const. а коэффициент продуктивности скважины (уравнение (Ш.26) в [2] предназначено для решения задач при условии, что К_1,2 const.

Наиболее близким аналогом, прототипом, к предполагаемому изобретению является метод исследования скважин при стационарных режимах фильтрации (метод противодавления или установившихся отборов), при которых измеряется дебит газа, температура и давление на головке и в затрубном пространстве для каждого режима. Во время обычных испытаний измерения осуществляются не менее, чем на шести режимах. Давления и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы [1, с. 17-25]
При испытаниях скважин в атмосферу дебит газа обычно измеряется по вышеописанному способу ДИКТом (прувером) (примеч. заявителя). Затем, полученные данные графоаналитически обрабатывают. При этом определяются: зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье, оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничения; уравнение притока газа к забою скважины; коэффициенты фильтрационного сопротивления, применяемые для определения продуктивной характеристики скважины и призабойной зоны пласта (ПЗП прим. заявителя), расчета технологического режима и оценки эффективности методов интенсификации притока газа; абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины; условия разрушения ПЗП, скопления примесей на забой и из выноса из скважины; количество выносимых твердых частиц и жидкости (воды и конденсата) в зависимости от депрессии на пласт; изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита газа.

Уравнение притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потерь давления в пласте Р_пл. ² Р_з ² от дебита газа Q выражается формулой:
Р_пл. ² Р₃ ² αQ+bQ², (Ш.I), где α и b - постоянные коэффициенты, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины (поэтому задача их определения является одной из главных при обработке результатов испытания скважин); Q дебит газа в тыс.м³/сут. (при атмосферном давлении и Т_ст.); Р_пл - абсолютное пластовое давление в кг/см²; Р_з абсолютное забойное давление в кг/см²;
/Ш.2/
Здесь
μ абсолютная вязкость при пластовом давлении и пластовой температуре в СПЗ;
К проницаемость в Д (дарси);
h эффективная мощность пласта в м;
Р_ат. абсолютное атмосферное давление, принимаемое равным 1,03 кг/см²;
R_c радиус скважины (берется по радиусу долота при бурении продуктивного горизонта) в м;
R_пр. приведенный радиус влияния скважины в м;
R_пл. пластовая температура в K;
Т_cт. стандартная температура, равная 293 K.

Приведенный установившийся радиус влияния скважины (R_{пр. уст.}) определяется по формуле (Ш.3). Коэффициент b определяется по формуле (Ш.4) [1] (с. 17-20).

По формуле (Ш.2) можно определить коэффициент проницаемости К. Для этого следует принять С₁ 0. Т.о. определяется проницаемость призабойной зоны, учитывающая как проницаемость пласта, так и степень совершенства его вскрытия.

Для определения коэффициента a и b есть графические и численные методы при известных пластовых давлениях; графические и численные методы при неизвестных пластовых давлениях [1] (с. 21-22). Всем методам присуща громоздкость вычислений.

Так по графическому методу при известном пластовом давлении по результатам испытания скважины для каждого режима вычисляют величину (Р_пл. ² Р_з ²)/Q, полученные значения наносят на график (рис. 9) [1] Через нанесенные точки проводят прямую (представляющую график зависимости (Р_пл. ² Р_з ²) (Q от Q, прим. заявителя). Значение коэффициента a определяется по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, b как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Численным методом при известном пластовом давлении коэффициенты a и b вычисляют, соответственно, по формулам (Ш.5) и (Ш.6). Свободный дебит скважины, т. е. практически наибольшее количество газа, которое можно получить из скважины при абсолютном давлении на устье, равном 1 кг/см², определяют по формуле (Ш.10) [1]
Абсолютно свободный дебит скважины, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины, если принять абсолютное давление на забое равным 1 кг/см², определяют по формуле (Ш.14) [1]
Аналогична вышеописанной и методика исследования скважин с выпуском газа в газопровод, при которой коэффициенты a и b также определяются по двучленной формуле (Ш.1) [1]
При исследованиях скважин в газопровод дебит скважин обычно измеряется расходомерами на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) (прим. заявителя). Как сообщают авторы метода и [1] задача определения коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b является одной из главных при обработке результатов испытания скважин.

Следовательно, для авторов метода и [1] главными величинами являются величины Р_пл. ² Р_з ² или DP² и (Р_пл. ² Р_з ²)/Q или D Р²/Q и соответствующие им индикаторные кривые зависимости DP² от Q и ∓ΔQ_изм.кP²/Q от Q, а индикаторные кривые Р_тр. от Q и Р_зат. от Q, следовательно, являются второстепенными.

Задачей предполагаемого изобретения является получение информации об основном параметре ПЗП, которым по мнению заявителя является проницаемость К ПЗП и ее изменение, точнее относительная К_отн. и текущая К₂ проницаемости ПЗП и информации по неизвестных ранее, но важных параметрах производительности скважины, таких как приращения (положительные или отрицательные) дебита скважины от изменения К ПЗП (Q_изм.к) и от изменения пластового давления Р_пл./(±P_пл./∓ΔQ_{изм.рпл.}/Q_{изм. р.пл.}), через посредство натуральных величин Р_тр., Р_зат.. полученных непосредственно при предыдущих и текущих исследованиях и соответствующих им натуральных индикаторных кривых зависимости Р_тр. от Q и Р_зат. от Q при значительном сокращении исследовательских вычислительных и графических работ при текущих исследованиях.

Для технического решения поставленной задачи, в известном способе исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, включающем измерение дебита газа, температуры и давления на головке и в затрубном пространстве для каждого из нескольких, обычно шести, режимов и последующую графоаналитическую обработку полученных данных с определением графическим путем, через посредство построения индикаторной прямой зависимости (Р_пл. ² Р_з ²) (Q) (или Δ Р² (Q) от Q, или аналитическим путем, через посредство величин D P²/Q, Q², DP², фильтрационных коэффициентов a и b, с последующим определением по a и многим другим параметрам, таким как радиус скважины R_c, приведенный радиус скважины R_пр.), пластовой температуре Т_пл., стандартной температуре Т_ст., абсолютному атмосферному давлению Р_ат., эффективной мощности пласта h, абсолютной вязкости при пластовом давлении m, коэффициенту сверхсжимаемости газа Z, через посредство формулы (Ш.2) [1] коэффициента проницаемости К ПЗП, а также свободного дебита скважины Q_св. и абсолютно-свободного дебита скважины Q_а.св. и некоторых других параметров, согласно изобретению, вместо полных промысловых исследований на нескольких режимах, проводят неполные текущие исследования на одном (рабочем) режиме, т.е. замеряют рабочее давление на работающем пространстве и дебит скважины и при отсутствии данных о текущем статическом давлении Р_ст.2, останавливают скважину до достижения Р_ст.2, а при графоаналитической обработке измеренных исходных параметров (устьевых давлений и дебитов) используют данные предыдущих полных промысловых исследований, точнее, индикаторную кривую зависимости устьевых давлений работающего (одного и того же для предыдущих и текущих исследований) пространства (трубного или затрубного, в зависимости от технического состояния скважины) от дебитов, соответственно, Р_тр.1 от Q₁ или Р_зат.1 от Q₁ (см. фиг. 1, 2) и, при наличии, величину проницаемости ПЗП К₁. При графоаналитической обработке при постоянстве пластового, а, следовательно, и статического давлений, строят (или копируют или переносят) на одной фигуре соответствующую индикаторную кривую предыдущих исследований, соответственно, Р_тр. от Q или Р_зат. от Q. Строят (проводят, наносят) линию фактического рабочего давления работающего пространства, соответственно Р_{тр.n факт.} или Р_{зат.n факт.}. Определяют (наносят) точку пересечения этих линий и обозначают буквой П (предыдущая) и графически (опуская вертикаль на ось дебитов (см. фиг. 1, 2) находят предыдущий расчетный дебит Q₁ (или Q_1расч.) и соответственно обозначают; наносят на оси дебитов (оси абсцисс) точку соответствующую фактическому дебиту Q_2факт. и соответственно обозначают. Определяют (наносят) для наглядности точку ф, соответствующую фактическому дебиту Q_2факт. и фактическому рабочему давлению Р_{тр.,з ат.n. факт.,} для чего устанавливают вертикаль с точки на оси дебитов, соответствующей Q_2факт. до пересечения с линией Р_{тр.,з ат.n. факт.}, хотя определение точки ф не обязательно. При непостоянстве пластового, а следовательно, и статического давлений дополнительно строят условную индикаторную кривую, соответствующую построенной индикаторной кривой Р_тр.1 от Q или Р_зат.1 от Q предыдущих исследований, соответственно, или Р_{тр. 2усл.} от Q или Р_{зат. 2усл.} от Q, как кривую, отвечающую условию, что проницаемость ПЗП К_1,2 const и поэтому, исходя из аналога об измерении дебитов газа ДИКТом, согласно которому дебит газа скважины находится в прямо пропорциональной зависимости от проницаемости ПЗП, имеющую одинаковую конфигурацию из соответствующей индикаторной кривой предыдущих исследований, которую (конфигурацию) можно именовать как концентричносоосноординатной, получаемой перемещением индикаторной кривой предыдущих исследований соосно оси ординат до совмещения из точкой на оси ординат, соответствующей текущему статическому давлению Р_ст.2. Определяют точку пересечения условной индикаторной кривой с соответствующей линией фактического рабочего давления при текущих исследованиях и обозначают буквой Y (условная) и графически (опуская вертикаль на ось дебитов (ось абсцисс)) находят условный расчетный дебит Q_2усл. и соответственно обозначают. Замеренный фактический дебит Q_2факт. и расчетные дебиты Q₁ (или Q_1расч.) и Q_2усл. и предыдущую проницаемость ПЗП К₁, при ее наличии, затем используют для определения текущей проницаемости ПЗП К₂, относительной проницаемости ПЗП К_отн., приращений (положительных или отрицательных) дебитов в отдельности от изменения пластового давления (±DQ_{изм. р.пл.}) и - проницаемости ПЗП (±DQ_изм.к).

Второе отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что, исходя из аналога об измерении дебитов газа ДИКТом, согласно которому принимается аналогия между параметрами формулы (VII.28) [1] Q, C, P и параметрами газовой скважины Q, К Р_пл. (или Р_ст.) и Р_заб. (или Р_{раб.у стьев.} Р_тр. или Р_зат.), из которого следует, что при предыдущих и текущих исследованиях при Р_пл. const и Р_заб. const (или Р_{раб.у стьев.} const), или все равно, что при увязочном давлении Р<Mv>тр.зат.n.факт.<D> сonst, и при К_1,2 ≠ const. Q₁/Q₂ K₁/K₂, (1) и, исходя из условия условных индикаторных кривых, что K₂ K₁ (или K_1усл. K₁) будет, что отношение Q_2факт. к Q₁ (или к Q_1расч.) при Р_ст.2 Р_ст.1 и отношение Q_2факт. к Q_2уст. при Р_cт.2 < Р_cт.1 или при Р_cт.2 > Р_cт.1, соответствуют условию уравнения (1). Вследствие этого текущие относительная К_отн. и фактическая проницаемости ПЗП определяются согласно выражениям:
при Р_пл.2 Р_пл.1 или Р_cт.2 Р_cт.1
/2/
/3/
при Р_пл.2 < Р_пл.2 или Р_пл.2 > Р_пл.2
/4/
/5/
где Р_пл.1, Р_пл.2 предыдущее и последующее значения пластового давления, кгс/см²;
Р_cт.1, Р_cт.2 предыдущее и последующее значения статического давления, кгс/см²;
К_отн. текущая относительная проницаемость, б/р;
Q_2факт. дебит при текущих исследованиях, соответствующий рабочему давлению, тыс.м³/сут.

Q₁ или Q_1расч. дебит, который имел бы место в предыдущие исследования при рабочем давлении на устье таком, какое оно было при текущих исследованиях, тыс.м³/cут.

К₁, К₂ предыдущие и текущие фактические проницаемости ПЗП, дарси;
Q_2усл. дебит, который имел бы место при текущих исследованиях при Р_пл.2 < Р_пл.1 или Р_пл.2 > Р_пл.1 и при К₂ K₁.

Третье отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что исходя из принимаемой аксиомы о том, что проницаемость ПЗП газовой скважины в условиях невмешательства в процесс газодобычи (без интенсифицирующих обработок ПЗП и без поглощений скважиной задавочной жидкости при ее капремонте) остается неизменной, а добыча (дебит) по скважине падают по причине падения пластового давления в случае с газоконденсатными месторождениями и на ПХГ при отборе газа, и возрастают при повышении пластового давления, в случае с ПХГ при закачке газа, и, исходя из свойств условных индикаторных кривых, отвечающих условию, что К₂ К₁ будет, что Q₁ (или Q_1расч.) и Q_2факт. при Р_пл.2 Р_пл.1 или Р_ст.2 Р_ст.1, и Q_2усл. и Q_2факт. при Р_пл.2 < Р_пл.1 или при Р_пл.2 > Р_пл.1, отвечают условию, что обязательно Р_пл. (или Р_ст.) const и необязательно К₂ ≠ K₁, вследствие чего приращение дебита от изменения проницаемости ПЗП определяют, для условий при Р_пл.2 Р_пл.1, как разницу между Q_2факт. и Q₁, или Q_1расч.), как дебитами неуравненными по проницаемости, т.е. ± Δ Q_изм.к. ± Q₁ (или Q_1расч.) ± Q_2факт. (или Q₂, (6) и для условий при Р_пл.2 < Р_пл.1 или Р_пл.2 > Р_пл.1, как разницу между Q_2усл. и Q_2факт., т.е.

±DQ_изм.к. ±Q_усл. ±Q_факт., (7),
а Q₁ (или Q_1расч.) и Q_2усл. будут отвечать условию, что обязательно К₂ К₁ (или К_1,2 сonst (и Р_пл.2 ≠ Р_пл.1, вследствие чего приращения дебита от изменения пластового давления определяют как разницу между Q₁ (или Q_1расч.) и Q_2усл., как дебитами неуравненными по пластовому давлению, т. е. ± DQ_{изм.р.пл.} ± Q₁ (или Q_1расч.) ± Q_2усл., (8), где обозначения те же, что и в уравнениях второго отличия;
в формулах (6-8) от большего дебита отнимается меньший, а знак при DQ в формулах (6,7) определяется по знаку при Q_2факт. а в формуле (8) по знаку при Q_2усл..

Сопоставимый анализ заявленного технического решения с прототипом показывает, что предложенный способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, позволяющий, через посредство натурально построенных индикаторных кривых, определять текущую проницаемость ПЗП K₂ и получать дополнительную информацию о неизвестных ранее, но важных параметрах, таких как параметр ПЗП К_отн. и параметры продуктивности скважины ±DQ_изм.к и ±DQ_{изм.р .пл.,}, хаpактерен минимальным объемом исследовательских, графоаналитических и расчетных работ при текущих (последующих) исследованиях с использованием данных предыдущих исследований, что вместе взятое соответствует изобретательскому уровню.

Примеры осуществления способа.

Для определения текущей фактической проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) газовой скважины K₂ или относительной проницаемости K_отн., а также приращений дебитов в отдельности от изменения Р_пл. (±DQ_{изм.р .пл.}) и К (±DQ_изм.к.), согласно предлагаемого изобретения, производят неполные текущие исследования методом установившихся отборов с замером рабочих давлений в зависимости от технического состояния скважины, соответственно, или Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} на устье скважины и дебита газа Q₂ (или Q_2факт.) и статического устьевого давления, соответственно, пpи Р_{тр.с т.2} или Р_{зат. ст.2} и из предыдущих полных исследований методом установившихся отборов используют индикаторные кривые, соответственно, или Р_тр.1 от Q₁ или Р_зат.1 от Q₁ и, при наличии, величину предыдущей, ранее определенной проницаемости призабойной зоны (К₁).

Если это эксплуатационная скважина газопромысла, то и предыдущие полные промысловые исследования методом установившихся отборов и текущие неполные промысловые исследования осуществляют контрольно-измерительными приборами и автоматикой (КИП и А), имеющейся на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) (это расходомеры или дебитомеры газа типа ДП-430 или ДСС-734 и др. жидкостные расходомеры типа "Турбоквант", термометры и т.д.) и образцовыми манометрами, которыми замеряют давление на устье скважины (Р_тр., P_зат.).

Если это скважина, только что вышедшая из бурения, т.е. давшая приток газа после вскрытия газового горизонта и освоения, то на ней первоначально производят полные исследования методом установившихся отборов с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) для определения дебита скважины и образцовые манометры для замера давлений на устье скважины (Р_тр., P_зат.) и давления на ДИКТе перед диафрагмой.

Но проведение полных исследований методом установившихся отборов не будет требованием изобретения, а только предпосылкой к тому, чтобы после проведения какой-либо производственной операции на такой скважине или по истечении определенного длительного периода эксплуатации такой скважины можно быть использовать предлагаемое изобретение.

Необходимые данные, полученные при неполных текущих исследованиях (P_{тр.n. факт.} или P_{зат.n. факт.}, Q₂ (или Q_2факт.), Р_ст.тр.2, Р_{ст.зат.2} и имеющиеся и взятые из полных предыдущих исследований (индикаторные кривые Р_тр.1 от Q или Р_зат.1 от Q, К₁), согласно предлагаемого изобретения, графоаналитически обрабатывают (иллюстрации на фиг. 1,2).

Графоаналитическая обработка заключается в следующем. В зависимости от технического состояния скважины (т.е. в зависимости от того оборудована ли скважина пакером, перекрывающим затрубное пространство снизу или скважина без пакера, и работает ли скважина по трубному пространству или по затрубному строят на одной фигуре по данных предыдущих исследований необходимую индикаторную кривую Р_тр.1 от Q или Р_зат.1 от Q или берут из предыдущих полных исследований или копируют оттуда построенные в координатах РМПа (или кгс/см²) Q тыс.м³/сут. индикаторные кривые зависимости Р_тр.1 от Q или Р_зат.1 от Q и при условии, когда Р_ст.2 Р_ст.1, строят линию фактического рабочего давления, соответственно, или Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} до пересечения с индикаторной кривой, соответственно, или с Р_тр.1 от Q или с Р_зат.1 от Q и пересечение обозначают как точку П (предыдущая) и наносят на этой линии точку Ф c координатами, соответственно, или Р_{тр.n. факт.} и Q_2факт. или Р_{зат.n. факт.} и Q_2факт.. Затем для точки П графически (опуская перпендикулярную линию на ось Q тыс. м³/ сут. ) находят соответствующий давлению Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} предыдущий дебит Q₁ (см. фиг. 1).

Если неизвестна величина К₁, тогда по формуле (2) находят искомую величину К_отн..

Если известна величина К₁, тогда по формуле (3) находят искомую величину К₂. И приращение дебита от изменения проницаемости ПЗП К (±DQ_изм.к) определяют по формуле (6).

При условии, когда Р_ст.2 < Р_cт.1 на указанной фигуре дополнительно (к линии Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт} и точкам Ф и П) строят условную индикаторную кривую условных зависимостей, соответственно (в зависимости от технического состояния скважины), или Р_{тр.2усл.} от Q или Р_{зат.2усл.} от Q.

Построение заключается в нанесении на ось РМПа (или кгс/см²) (ось ординат) точки, соответствующей или Р_ст.тр.2 или Р_{ст.зат.2} и построении кривой концентричносоосноординатной к соответствующей индикаторной кривой предыдущих исследований путем соосного перемещения этой (предыдущей) кривой к оси ординат до совмещения с точкой Р_{ст.тр. ,зат.2} или - перенесением по нескольким точкам измерителем по вертикалям на расстояние равное разнице Р_ст.1 Р_ст.2 (см. фиг. 2).

Затем находят точку пересечения, соответственно, или условной кривой Р_{тр.2усл.} от Q и линии Р_{тр.n. факт.} или условной кривой Р_{зат.2 устл.} от Q и линии Р_{зат.n. факт.}, которую (точку пересечения) обозначают как точка Y (условная). Для точки Y графически (опуская перпендикулярную линию на ось Q тыс. м³/сут. ) находят соответствующий давлению Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} условный дебит Q_2усл. (см. фиг. 2).

Затем, если неизвестна величина К₁, тогда по формуле (4) находят искомую величину К_отн..

Если известна величина К₁, тогда по формуле (5) находят искомую величину К₂. И приращение дебита от изменения К ПЗП (±DQ_изм.к) определяют по формуле (7), и от изменения Р_пл. (±Q_{изм. р.пл.}) определяют по формуле (8).

Осуществление способа в частных случаях.

Имеем эксплуатационную скважину, необорудованную пакерной установкой, работающую по затрубному пространству из-за образования сплошной пробки в насосно-компрессорных трубах (НКТ).

В "деле" скважины имеется акт на исследование скважины в промысловый коллектор (т. е. при работе на УКПГ) на нескольких режимах (т.е. при разной степени открытости регулируемого штуцера (задвижки), по данным которых (режимов) в акте построена в координатах давления РМПа (или кгс/см²) и дебита Q тыс/м³/сут. индикаторная кривая зависимости P_зат.1<Mv> от Q₁, первоначальной точкой которой является точка, координата давления которой равна предыдущему статическому давлению Р_{зат. ст.1}, которое равно 8,3 МПа, а координата дебита, естественно, равна нулю (см. фиг. 2).

В акте, согласно известной методике, построено много других индикаторных кривых, таких как Р_заб.1 от Q₁/P_пл. ² - P_заб. ²) от Q₁, P_пл. ² - P_заб. ²/Q₁ от Q₁ и др. определены коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b и абсолютно-свободный дебит (Q_a.cв.), которые, согласно предложенному способу не используются из-за ненадобности.

Согласно других геофизических исследований в "деле" скважины имеем первоначальную проницаемость ПЗП К₁, которая равна 1•10^-12 м² (или 1Д или 1000 Мд).

Спустя полгода после этих исследований скважина была поставлена на капитальный ремонт по поднятию НКТ и удалению из них сплошной пробки. Для этого скважина была задавлена буровым раствором. После подъема НКТ и удаления из них пробки и повторного их спуска скважина была освоена, очищена (отработана) на факельный амбар и пущена в работу на УКПГ снова по затрубному пространству, только на время исследований. После этого, на скважине, вместо полных промысловых исследований методом установившихся отборов по известной методике, были проведены неполные промысловые исследования согласно предлагаемому изобретению.

Замеряли образцовым манометром Кл 0,35 на устье скважины на затрубном пространстве фактическое рабочее давление P_{зат.n. факт.}, которое составило 5,8 МПа, а на УКРГ промысловым расходомером ДСС-734 фактический рабочий дебит Q_2факт., который составил 38 тыс.м³/сут. Затем скважина была остановлена на замер статического давления, которое составило P_{зат.ст.2} P_тр.ст.2 6,4 МПа.

Затем данные, взятые из предыдущих полных промысловых исследований и данные, полученные при текущих неполных промысловых исследованиях, согласно предлагаемому изобретению, графоаналитически обрабатывают. На копии рисунка из предыдущих полных промысловых исследований с изображением индикаторной кривой зависимости P_зат.1 от Q проводят линию фактического рабочего давления P_{зат.n. факт.}, которое равно 5,8 МПа до пересечения из индикаторной кривой зависимости P_зат.1 от Q и графически находит точку пересечения этих линий, точку П (предыдущая). Ставим на этой линии и точку Ф, координата давления которой равна P_{зат.n. факт.}, а координата дебита равна фактическому рабочему дебиту Q_2факт., равному 38 тыс.м³/сут. (см. фиг. 2).

Затем на оси координат РМПа (или кгс/см²) (ось ординат) ставят точку, координата давлений которой равна текущему статическому давлению P_{зат.ст.2}, которое равно 6,4 МПа, а координата дебита, естественно, равна нулю. Затем, согласно изобретению, строят условную индикаторную кривую, как кривую концентричносоосноординатную к индикаторной кривой P_зат.1 от Q, путем соосного перемещения этой кривой к оси ординат до совмещения с точкой Р_ст.2, или перенесением по нескольким точкам измерителем по вертикалям на расстояние равное разнице Р_ст.1 Р_ст.2 и графически находят точку пересечения этой условной кривой из линией фактического рабочего давления Р_{зат.n. факт.}, которую обозначают точкой У (условная).

Затем для точек П и У графически, путем опускания перпендикулярных линий на ось координат Q тыс.м³/сут. находят дебиты, соответственно, Q₁ и Q_2усл., соответствующие фактическому рабочему давлению Р_{зат.n. факт.}, которые оказались равными, соответственно, 113 тыс.м³/сут. и 62 тыс.м³/сут. (см. фиг. 2).

Затем аналитически по формуле /4/ находят искомую величину К_отн., которая равна:

А по формуле:
/5/
находят искомую величину К₂, которая равна:

А по формуле ΔQ_изм.р.<Mv>пл. Q₁ Q_2усл. (8) находят величину уменьшения дебита скважины за счет падения пластового давления, которая составит:
-DQ_{изм.р.пл.} (113-62) тыс.м³/сут. 51 тыс.м³/сут.

А по формуле ±DQ_изм.к. ± Q_2усл. ± Q_факт.2, (7) находят величину уменьшения дебита скважины за счет ухудшения проницаемости ПЗП при КРС, которая составит:
-D Q_изм.к. (62-38) тыс.м³/сут. 24 тыс.м³/сут.

Промышленная применимость заявленного технического решения обуславливается существенным сокращением текущих, периодически повторяющихся полных промысловых исследований, поскольку они могут быть заменены неполными промысловыми исследованиями, которые сокращают объем и время проведения измерительных исследовательских работ и расчетных графоаналитических работ и существенно повышают качество промысловых исследований.

Появляется возможность одними и теми же людскими и техническими силами и средствами исследовать большее количество скважин, более быстро и эффективно обработать фактический материал и, следовательно, более грамотно и с большим эффектом разрабатывать газовые и газоконденсатные месторождения, что позволит обеспечить дополнительную добычу газа и конденсата.

Т. о. заявленное техническое решение представляет значительный интерес для народного хозяйства.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно, к промысловым исследованиям газовых скважин, точнее, к определению текущей продуктивной характеристики призабойной зоны пласта. Способ включает промыслово-исследовательские, графические и расчетные работы. Основываясь на доказательстве аналогий между параметрами формулы критического истечения газа - дебитом (Q), коэффициентом диафрагмы ДИКТа (С) и давлением перед диафрагмой (Р) и параметрами скважины - дебитом (Q), проницаемостью призабойной зоны скважины (К) и статическими и рабочими давлениями скважины текущая проницаемость призабойной зоны относительная (К_отн.) и фактическая К₂ определяются, соответственно, как отношение текущего (последующего) дебита (Q₂ или Q_2факт.), к предыдущему (Q₁) или условному (Q₂усл.) дебиту и как величина пропорциональная между предыдущей (К₁) и текущей (K₂) проницаемостью и предыдущим ((Q₁) или условным Q₂ усл.дебитом и последующим (текущим) дебитом (Q₂ или Q₂ факт). 2 ил.

Способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, при котором осуществляют измерение параметров, включающих динамические и статические давления, дебит, температуру газа и атмосферного воздуха и плотность газа с последующей их графоаналитической обработкой, отличающийся тем, что, используя текущие фактические, предыдущие расчетные и условные значения дебитов и предыдущие значения проницаемости ПЗП К₁ рассчитывают текущую относительную проницаемость призабойной зоны пласта К_отн. и фактическую текущую проницаемость призабойной зоны К₂ в соответствии со следующими выражениями:
при Р_{п л . 2} Р_{п л . 1} или Р_{с т . 2} Р_{с т . 1}


при Р_{п л . 2} < Р_{п л . 1} или Р_{п л . 2} > Р_{р л . 1}


а приращения текущего дебита от изменения пластового давления ∓ΔQ_{изм.р.пл} и от изменения проницаемости призабойной зоны ∓ΔQ_изм.к определяют в соответствии со следующими выражениями:
при Р_{п л . 2} Р_{п л . 1} или Р_{с т . 2} Р_{с т . 1}
∓ΔQ_изм.к= ±Q₁(или Q_{1расчет})∓Q₂(или Q_2факт),
при Р_{п л . 2} < Р_{п л . 1} или Р_{п л . 2} > Р_{п л . 1};
∓ΔQ_изм.к= ±Q_2усл∓Q_2факт
∓ΔQ_{изм.рпл} = ∓Q_2усл±Q₁ (или Q_1расч),
где P_пл.1, Р_{п л . 2} предыдущее и последующее значения пластового давления, кг/см²;
Р_{с т . 1}, Р_{с т . 2} предыдущее и последующее значения статического давления, кг/см²;
К_о т н текущая относительная проницаемость, б/р;
Q_2факт дебит при текущих исследованиях, соответствующий рабочему давлению, тыс.м³/сут.

Q₁ или Q_1расч. дебит, который имел бы место в предыдущих исследованиях при таком рабочем давлении на устье, каким оно было при текущих исследованиях, тыс.м³/сут;
К₁, К₂ предыдущая и текущая фактические проницаемости ПЗП, дарси;
Q_2усл. дебит, который имел бы место при текущих исследованиях при Р_п л.₂ < Р_{п л . 1} или Р_{п л . 2} > Р_{п л . 1} и при К₂ К₁, тыс.м³/сут.