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

Описание патента на изобретение RU2067664C1

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:
(VII.28) [1] c. 109,
где
Q дебит газа, тыс.м3/cут.

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

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

Из (VII. 28) вытекает, что Q прямо пропорционально С при Р const и и прямо пропорционально Р при
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 Рпл.. Т.е. с падением пластового давления дебит скважины падает и с падением проницаемости к ПЗП дебит скважины так же падает.

В предполагаемом изобретении принимается аналогия между параметрами Q, C, P формулы (VII.28) и параметрами скважины Q, K, Pпл. (или Рст.) и Рзаб. (или Р рабочее устьевое Ртр. или Рзат.), соответственно, при остановке скважины и при работе, т.к. природа этих параметров сходна.

Точнее, подобно тому, как при замере дебита газа ДИКТом, согласно (VII. 28) в [1] при , изменение Q прямо пропорционально изменению С (или все равно, что изменение С прямо пропорционально изменению Q), так и для скважины, при Рпл. const и Рзаб. const. (или Рраб.устьев. const) и К1,2 ≠ сonst, изменение Q в предыдущие и текущие исследования будет прямо пропорционально изменению проницаемости К ПЗП.

Т.е. Q1/Q2 K1/K2, (1)
А условие, когда Pпл. const и Pзаб. const означает, что депрессия на пласт, как Δ Р Pпл. Pзаб.. равна const.

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

Т. е. здесь демонстрируется условие, что при Pпл. const и при DР const, но при К1,2≠const • Q1,2 ≠ const, в отличие от коэффициента продуктивности скважины 3/сут. ат.), (Ш.26) в [2] на с. 198, демонстрирующего условие, что при Pпл. const и ΔР ≠сonst будет Q1,2≠ сonst или все равно, что при Pпл. const, DP≠const будет Q1,2≠const, т.к

что возможно при К1,2 const.

Т. е. предполагаемое изобретение предназначено для решения задач при условии, что К1,2≠const, а коэффициент продуктивности скважины (уравнение (III.26) в [2] предназначено для решения задач при условии, что К1,2 сonst.

Наиболее близким аналогом, прототипом, к предполагаемому изобретению является метод исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, например, метод снятия и обработки кривых восстановления давления (КВД) [3] с. 150-179. Согласно способу, после стабилизации работы скважины в газопровод или в атмосферу измеряют установившиеся давление, температуру и дебит. Затем скважину закрывают и регистрируют изменения давления и температуры на головке и в затрубном пространстве во времени. В скважинах, не имеющих затрубного пространства (при отсутствии фонтанных труб, оборудованных пакерами и др. а также при наличии в стволе значительного количества жидкости, КВД должны сниматься на забое с помощью глубинных манометров, а при снятии КВД на устье забойные давления определяются согласно методам, изложенным в главе III [3] с. 150-152.

Для обработки КВД используют несколько методов, определяющихся принятыми граничными условиями, а также режимом работы скважины до остановки.

При решении уравнения, описывающего процесс восстановления давления, используют два вида граничных условий: бесконечный пласт и ограниченный пласт с постоянным давлением на контуре. Формулы, полученные для бесконечного пласта, применяют в тех случаях, когда в процессе исследования скважины границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.

Обработку КВД для бесконечного пласта в зависимости от условий работы скважины до остановки осуществляют следующими методами.

В случае, когда время работы скважины Т до снятия КВД значительно больше времени восстановления давления t (достаточно Т ≥20t), КВД обрабатывается по формуле:
P23

= α+βlgt,/VI/

χ = k•Pпл./mμпл.,/V.2/,
где Pзо, Рз начальное (перед остановкой) и текущее забойные давления, соответственно, кгс/см2, t текущее время восстановления давления, с; Qo дебит скважины перед остановкой, см3/c; коэффициент пьезопроводности, см2/c; m пористость, доли единицы; α, b коэффициенты формулы (IV.I) [3]
/V.3/
где Мпл вязкость газа в пластовых условиях, сП;
Zпл. коэффициент сверхсжимаемости газа при Рпл. и пластовой температуре;
Тст. 293oK; Pат. 1,033 кгс/см2; h - эффективная мощность пласта, м.

Для обработки КВД по формуле (V.I) ее строят в координатах Рз2 от lgt (для чего полученные устьевые давления пересчитывают в забойные и возносят в квадрат, а по полученным t находят десятичные логарифмы примеч. заявителя).

Полученный при этом прямолинейный участок отсекает на оси ординат отрезок, равный μпл и имеет угол наклона, тангенс которого равен α. По найденным b и a определяют следующие параметры.

Параметр проводимости пласта:
b
При известном коэффициенте b, параметр:

и параметр mh:

При известном коэффициенте пьезопроводимости приведенный радиус скважины:

и параметр С С1 + С2, характеризующий совершенство скважины и состояние призабойной зоны, согласно П. IV.2.3.

В формулах (V.4) (V.9) приняты следующие размерности: Qo - тыс.м3/cут. Т K/ (Tст. 293 К); 1/c; h-м; b - /сут/тыс.м3/2; Rc см.

В 3 на рис. V.7. демонстрируется семь разновидностей конфигураций КВД, построенных в системе координат R•h/μ-Д•μ(CП;R-Д;χ)P2с

пр.- по которым можно визуально судить об улучшении или ухудшении параметров ПЗП по сравнению из параметрами удаленных участков пласта, о технических причинах, влияющих на конфигурацию КВД о расширении и сужении границ дренирования пласта.

Однако в методе определение параметров ПЗП и пласта и их сравнение рассматриваются в рамках одного текущего исследования, вне связи этих параметров в предыдущие и текущие исследования.

Метод не дает ответа на небезинтересный для газопромысловика вопрос во сколько раз или на сколько дарси изменилась проницаемость ПЗП или на сколько тыс.м3/сут. изменился дебит газа по скважине от изменения проницаемости ПЗП, а на сколько от изменения (снижения) пластового давления за время от предыдущих до текущих исследований. Из вышеизложенного видно, что конкретно проницаемость ПЗП R (или К) не определяется, но, при желании, ее можно определить из формул (V.3), (V.4), (V.8). Следовательно, этот параметр R рассматривается авторами метода и авторами [3] как второстепенный.

Задачей предполагаемого изобретения является получение информации об основном параметре ПЗП, которым, по мнению заявителя, является проницаемость R (или К) ПЗП и ее изменение, точнее, относительная Котн. и текущая К2 проницаемости ПЗП, и информации по неизвестным ранее, но важным параметрам производительности скважины, таким как приращения (положительные или отрицательные) дебита скважины от изменения К ПЗП (±Qизм.к) и от изменения пластового давления Рпл./±Qизм.р.пл. по КВД предыдущих и текущих исследований, построенных более простым, чем в прототипе способом, т.е. в координатах устьевые давления (Ртр., Рзат.) время Т (в минутах), полученных непосредственно при предыдущих и текущих исследованиях при значительном сокращении исследовательских, вычислительных и графических работ.

Для технического решения поставленной задачи, в известном способе исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, включающем замер установившихся давления, температуры и дебита газа при стабильной работе скважины, остановку скважины и регистрацию изменения давления и температуры на головке и в затрубном пространстве во времени, измеряемом в секундах, пересчет полученных устьевых давлений в забойное, построение кривой восстановления давления КВД в координатах Рзаб.2 lgt с графическим определением фильтрационных коэффициентов и в аналитическую обработку полученных при текущих исследованиях данных с определением параметров ПЗП таких как проводимость пласта P23

-lgt,, параметр /Pс.пр.2, коэффициент пьезопроводности c, параметр mh, приведенный радиус скважины Рc.пр. и параметр С С1 + C2, характеризующих совершенство скважины и состояние ПЗП, согласно изобретению, замер установившегося дебита скважины расходомером не обязателен, а при регистрации изменения устьевых давлений во времени, время измеряют в минутах; КВД для трубного и затрубного пространства или, в зависимости от технического состояния скважины, только для трубного пространства, когда затрубное запакеровано, или только для затрубного пространства, когда трубное перекрыто пробкой и скважина работает по затрубному, строят (см. фиг. 1) в координатах Рустьевое T на одной фигуре по данным как текущих, так и предыдущих исследований. В случае, когда Рпл.2 < Pпл.1 или Рпл.2 > Pпл.1 (или Рcт.2 < Рcт.1 или Рcт.2 > Рcт.1), строят условные КВД по трубному и затрубному пространствам (Ртр.усл., Рзат.усл.) или, в зависимости, от технического состояния скважины, только по трубному, или только по затрубному, как кривые отвечающие условию, что проницаемость ПЗП К1,2 const и поэтому, исходя из аналога об измерении дебитов газа ДИКТом, согласно которому дебит газа скважины находится в прямо пропорциональной зависимости от проницаемости ПЗП, имеющие одинаковую конфигурацию из соответствующими КВД предыдущих исследований, которую (конфигурацию) можно именовать как концентричносоосноординатной, получаемой перемещением КВД предыдущих исследований соосно оси ординат до совмещения из конечной или предконечной точками КВД текущих исследований с координатами Р ≅ Рcт.2, Т ≅ Tмакс.(конечн.)2; строят (проводят) линию фактического рабочего давления работающего пространства (Ртр.n.факт. или Рзат.n.факт.), при котором скважина работала до остановки в текущее или предыдущее исследование, или линию любого промежуточного между этими давления, которая пересекала бы обе КВД работающих пространств предыдущих и текущих исследований и условную КВД, соответствующую КВД работающего пространства предыдущих исследований, как линия увязочного давления; наносят точки пересечения этой линии с этими КВД, соответственно, как точек 1,2 и точки У и нанесением, изохронно точкам 1,2 и У точек на КВД неработающих пространств и соответствующей нерабочему пространству условной КВД, соответственно, точек 1', 2' и У'; определяют для всех этих точек (1, 2, У, 1', 2', У') минутные приращения давлений, соответственно, cРтр.1, DРтр.2, DРтр.усл. и DРзат.1, DРзат.2зат.усл.; по приращениям и объемам активных (незапакерованных, неперекрытых) пространств (трубном, затрубном), через посредство объемной минутной формулы к.г.т.н. Войцыцкого В.П. определяют суточные дебиты, соответственно, Qсут.тр.1, Qсут.зат.1 и Qcут.cкв.1; Qcут.тр.2, Qcут.зат.2 и Qcут.скв.2; Qcут.тр.усл., Qcут.зат.усл. и Qcут.скв.усл. по которым (Qcут.скв.1, Qcут.скв.2, Qcут.скв.усл.) и определяют основной, по мнению заявителя, параметр ПЗП Котн., К2 и неизвестные ранее, но важные для газопромысловиков параметры производительности скважины, такие как приращения текущего дебита скважины (положительные или отрицательные) в отдельности от изменения пластового давления (±DQизм.р.пл.) и проницаемости К ПЗП (±DQизм.к.).

В изобретении, известная объемная минутная формула к.г.т.н. Войцицкого В.П.

D
где Qcут.скв. суточный дебит скважины, тыс.м3/сут;
1440 мин. количество минут в сутках;
Qсут.скв.= 1440 мин•ΔP кгс(см2)мин•Vскв.Р кгс/cм2/мин минутное приращение устьевого давления, соответствующее давлению, при котором скважина работала до остановки или любому другому давлению, интересующему исследователя, кгс/см2/мин.

Vскв. объем скважины, занимаемый газом, м3, разветвляется на три формулы с отдельным первоначальным определением суточных дебитов для трубного и затрубного пространств, соответственно, Qсут.тр., Qсут.зат. и последующим суммированием их с получением Qсут.cкв.. Т.е.

Δ
Qсут.тр.= 1440 мин•ΔP кгс(см2)мин•Vтр.
Qсут.cкв. Qсут.тр. + Qсут.зат., (2)
А объем скважины (трубного, затрубного) определяется по известной геометрической формуле определения объема цилиндра:
Qсут.зат.= 1440 мин•ΔP кгс(см2)мин•Vзат,
где
S сечение цилиндра, м2;
h высота цилиндра, м;
3,14.

Д диаметр цилиндра, м.

В условиях скважины Vзатр. определяют как
Vзат. Vэкспл.кол.вн. Vнкт.нар., (3)
где Vэкспл.кол.вн. внутренний объем эксплуатационной колонны, м3;
Vнкт.нар. объем насосно-компрессорных труб по наружному диаметру, м3;
Vтр. определяют как
Vтр. Vнкт.вн., (4),
где Vнкт.вн. внутренний объем НКТ, м3.

Обычно Vзат., Vтр. берут из таблиц в справочниках бурового мастера и другой газонефтепромысловой литературе, или определяют по вышеприведенной формуле объема цилиндра и формул (3,4). 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, K, Pпл. /или Рст./ и Рзаб. (или Рраб.устьев. Ртр. или Рзат.), из которого следует, что при предыдущих и текущих исследованиях при Рпл. сonst и Рзаб. сonst (или Рраб.устьев. const), или все равно, что при увязочном давлении Ртр.,зат.n.факт. const, и при К1,2 ≠ сonst. Q1/Q2 K1/K2, (1) и исходя из условия условных КВД, что К2 К1 (или Кусл. K1), будет что отношение Qcут.скв.2 к Qсут.скв.1 при Рст.2 Рст.1 и отношение Qсут.скв.2 к Qсут.скв.усл. при Рст.2 < Рст.1 или при Рст.2 > Рст.1, соответствуют условию уравнения (1). Вследствие этого текущая относительная Котн. и фактическая К2 проницаемости ПЗП определяются согласно выражениям:
при Рпл.2 Рпл.1 или Рст.2 Рст.1
π /5/
/6/ при Рпл.2 < Рпл.1 или при Рпл.2 > Рпл.1
/7/
/8/
где Рпл.1, Рпл.2 предыдущее и последующее значения пластового давления, кг/см2;
Рст.1, Рст.2 предыдущее и последующее значения статического давления, кг/см2;
Котн. текущая относительная проницаемость, б/р;
Qcут.скв.1 дебит, который имел бы место в предыдущих исследованиях при рабочем давлении на устье, в текущих исследованиях /Ртр.,зат.n.факт./, тыс. м3/сут.

Qcут.скв.2 дебит при текущих исследованиях, соответствующий рабочему давлению Ртр.,зат.n.факт., тыс.м3/сут;
Qcут.cкв.усл. дебит, который имел бы место, при текущих исследованиях при Рпл.2 < Рпл.1 или при Рпл.2 > Рпл.1 и при К2=K1 при Ртр.,затр.n.факт..

K1, K2 предыдущая и фактическая текущая проницаемость, дарси.

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 процессе газодобычи (без интенсифицирующих обработок ПЗП и без поглощений скважинной задавочной жидкости при ее капремонте) остается неизменной, а добыча (дебит) по скважине падает 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 КВД, отвечающих условию, что K2 K1 (или, что K1,2 сonst) будет, что Qсут.скв.1 и Qсут.скв.2, при Рпл.2 Рпл.1 или при Рст.2 Рст.1, и Qсут.скв.усл. и Qсут.скв.2, при Рпл.2 < Рпл.1 или при Рпл.2 > Рпл.1, отвечают условию, что обязательно Рпл. (или Рст.) сonst, и необязательно К2 ≠ K1, вследствие чего приращение добычи (дебита) от изменения проницаемости ПЗП определяют, для условий при Рпл.2 Рпл.1, как разницу между Qсут.скв.2 и Qсут.скв.1, как дебитами неуравненными по проницаемости, т.е.

±Qизм.к ±Qcут.скв.1 ±Qсут.скв.2, (9),
и для условий при Рпл.2 < Рпл.1 или при Рпл.2 > Рпл.1 как разницу между Qсут.скв.2 и Qсут.скв.усл, т.е. ±Qизм.к. ±Qсут.скв.усл. ±Qсут.скв.2, (10) а Qсут.скв.1 и Qсут.скв.усл. будут отвечать условию, что обязательно К2 К1 (или К1,2 const) и Рпл.2 ≠ Pпл.1, вследствие чего приращение добычи (дебита) от изменения пластового давления определяют как разницу между Qсут.скв.1 и Qсут.скв.усл., как дебитами неуравненными по пластовому давлению, т.е.

±ΔQизм.р.пл. ±Qсут.скв.1±Qсут.скв.усл., (11),
где обозначения те же, что и в уравнениях второго отличия; в формулах (9-11) от большего дебита отнимается меньший, а знак DQ определяется в формулах (9,10) по знаку при Qcут.2, а в формуле (11) по знаку при Qсут.скв.усл..

Четвертое отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что замер дебита скважины промысловыми расходомерами перед ее остановкой в предыдущие и текущие исследования Qсут.скв.1 или Qсут.скв.2 необязателен, т. к. их и Qсут.скв.усл. определяют по объемной минутной формуле (2), приведенной выше.

Сопоставимый анализ заявленного технического решения с прототипом показывает, что предложенный способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации позволяющий, через посредство натурально построенных КВД, определять текущую проницаемость ПЗП К2 и получать дополнительную информацию о неизвестных ранее, но важных параметрах таких как параметр ПЗП Котн. и параметры продуктивности скважины ±DQизм.р.пл. и ±DQизм.к., характерен 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 относительной проницаемости Котн. и текущей фактической проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) К2, а также приращений дебита в отдельности от изменения Рпл. и К газовой скважины по КВД, согласно предлагаемому изобретению, производят неполные текущие исследования методом нестационарных режимов фильтрации (т.е. методом КВД) с замером рабочих давлений, в зависимости от технического состояния скважины, соответственно, или Ртр.n.факт. или Рзат.n.факт. на устье скважины и снятием КВД, соответственно, или по трубному и затрубному пространствам, или только по трубному, или только по затрубному с достижением статического давления Рст.тр.,зат.2, и из предыдущих полных исследований методом нестационарных режимов фильтрации, в зависимости от технического состояния скважины, используют КВД или по трубному и затрубному пространствам или только по трубному, или только по затрубному, и, при наличии, величину предыдущей, ранее определенной проницаемости ПЗП К1.

Если это эксплуатационная скважина газопромысла, то, замеры 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. ртутные и спиртовые термометры, а также технические кл.1,5 и образцовые Кл 0,35 манометры.

Если это скважина только что вышедшая из бурения, т.е. давшая приток газа после вскрытия газового горизонта и освоения, то на ней, согласно источника [1] первоначально производят полные исследования методом нестационарных режимов фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) для определения дебита скважины и образцовые манометры Кл 0,35 для замера давления на устье скважины (Ртр., Рзат.), и давления на ДИКТе перед диафрагмой. А в случаях отсутствия в скважине НКТ или при наличии пакера или жидкости на забое скважины КВД снимают на забое глубинными манометрами (см. [1] с. 150, разд. V.I.I).

Но проведение полных исследований методом нестационарных режимов фильтрации 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 было использовать предлагаемое изобретение.

Проведение вышеизложенных текущих неполных промысловых исследований (замер Ртр.зат.n.факт., снятие КВД с достижением Рст.тр.,зат.2 осуществляют только одними образцовыми манометрами Кл. 0,35-0,4. Эти неполные промысловые исследования, в свою очередь, являются вполне достаточными предыдущими исследованиями для последующих неполных промысловых исследований.

Необходимые данные, полученные при неполных текущих исследованиях (Ртр.,зат.n.факт., КВД Ртр.2,зат.2 от Т) и имеющиеся и взятые из полных предыдущих исследований К1, КВД Ртр.1,зат.1 от Т, согласно предлагаемого изобретения, графоаналитически обрабатывают (иллюстрация на фиг. 1).

Графоаналитическая обработка заключается в следующем.

В случае постоянства пластового, а, следовательно, и статического давления между предыдущими и текущими исследованиями и в зависимости от технического состояния скважины, т.е. в зависимости от того без пакера скважина или оборудована пакером и работает ли скважина по трубному пространству или по затрубному, берут из предыдущих полных исследований данные для построения соответствующих КВД и, поскольку они сняты в системе Р, кгс/см2 Т, с. (см. [1] ) с. 152, 153 табл. V.I, V.2), переводят их в систему Р, кгс/см2 Т, мин. и строят КВД, соответственно, или Ртр.1 от Т и Рзат.1 от Т, или только Ртр.1 от Т, или только Рзат.1 от Т. Затем на этой фиг. строят снятые текущие КВД, соответственно или Ртр.2 от Т и Рзат.2 от Т, или только Ртр.2 от Т, или только Рзат.2 от Т. Затем строят линии текущих фактических работ давлений, работающих пространств, соответственно, или Ртр.n.факт. или Рзат.n.факт. с нанесением на них точек пересечения этих линий с предыдущими КВД работающих пространств 1 и с текущими КВД работающих пространств 2 и изохронно построенных на пересечении неработающих КВД и изохрон точек 1, 2, соответственно, точек 1' и 2' c последующим графическим определением для этих точек минутных приращений давлений, соответственно, или DPтр.1, DРзат.1, DРтр.2, DРзат.2 или только DРтр.1, DРтр.2, или только DРзат.1, DРзат.2. Определяют приращения давлений сначала для нескольких минут, для 3+5 или более, затем делением на количество взятых минут находят минутные приращения DР кгс.cм2/мин. Затем по известной геометрической формуле определяют активные (незапакерованные, неперекрытые) объемы скважины. Затем по минутной формуле [2] определяют дебиты, соответственно, или Qсут.тр.1, Qсут.зат.1 и Qсут.скв.1, Qсут.тр.2, Qсут.зат.2 и Qсут.скв.2 или только Qсут.тр.1, Qсут.тр.2 или только Qсут.зат.1, Qсут.зат.2.

Зная Qсут.скв.1 и Qсут.скв.2 или только Qсут.тр.1 и Qсут.тр.2 или только Qсут.зат.1 и Qсут.зат.2, которые будут заменять, соответственно, Qсут.скв.1 и Qсут.скв.2, при отсутствии К1 определяют Котн. по формуле (5), а при наличии К1 определяют К2 по формуле (6), и изменение дебита от изменения проницаемости К ПЗП (±DQизм.к.) определяют по формуле (9).

В случае изменения (падения) пластового, а следовательно, и статического давления между предыдущими и текущими исследованиями и аналогичного технического состояния скважины дополнительно строят условные КВД, как концентричноосноординатные к предыдущим КВД, соответственно, или к Pтр.1 от Т и Pзат.1 от Т, или только к Pтр.1 от Т, или только к Pзат.1 от Т, соответственно, или Pтр.усл. от Т и Pзат.усл. от Т, или только Pтр.усл. от Т, или только Pзат.усл. от Т с нанесением точки У (т.е. условная) на месте пересечения условной КВД, соответствующей предыдущей КВД работающего пространства с линиями давления, соответственно, или с Pтр.n.факт. или Рзат.n.факт. и изохронно построенной на пересечении условной КВД, соответствующей предыдущей КВД неработающего пространства и изохроны точки У'. Затем графически определяют для этих точек минутные приращения давлений, соответственно, или DРтр.усл. и DРзат.усл., или только DРтр.усл., или только DРзат.усл.. Затем после определения объемом, соответственно, или Vтр. и Vзат., или только Vтр., или только Vзат. аналитически по минутной формуле (2) определяют дебиты, соответственно, или Qсут.тр.усл., Qсут.зат.усл. и Qсут.скв.усл. или только Qсут.тр.усл. или только Qсут.зат.усл..

Зная Qсут.скв.2 и Qсут.скв.усл. (или только Qсут.тр.усл., или только Qсут.зат.усл., которые будут заменять Qсут.скв.усл.), при отсутствии К1 по формуле (7) определяют Котн., а при наличии К1 по формуле (8) определяют К2 и изменения дебита от изменения проницаемости К ПЗП (±DQизм.к) определяют по формуле (10), и от изменения пластового давления (±DQизм.р.пл.) определяют по формуле (11).

Осуществление способа в частных случаях.

Имеем эксплуатационную скважину не оборудованную пакером, работающую по трубному пространству. Геолого-техническая характеристика скважины следующая.

Эксплуатационная колонна н 168 мм (D 144 мм).

Искусственный забой 1600 м.

Интервал перфорации: 1520 1500 м.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)fв 73 мм (φн 63 мм), 1520 м.

Объем затрубного пространства (Vзат. 22,5 м3.

Объем трубного пространства (Vтр. 4,5 м3.

В "деле" скважины имеется акт на полные исследования скважины методом нестационарных режимов фильтрации (т.е. методом КВД) с данными для построения КВД в системе координат Р, МПа (кгс/см2) Т, с. с достижением статического давления Рст.тр.зат.1 13,4 МПа (134 кгс/см2).

Согласно другим геофизическим исследованиям в "деле" скважины имеем первоначальную проницаемость ПЗП К1, равную 1,2•10-12 м2 1200 Мд. Впоследствии скважина начала выносить породу. Спустя полгода после этих исследований скважина была поставлена на кап.ремонт по креплению забоя смолами. Для этого скважина была задавлена буровым раствором. После проведения ремонта со спуском таких же НКТ на прежнюю глубину скважина была освоена, очищена (отработана) на факельный амбар и пущена в работу на УКПГ по трубному пространству. После работы скважины в течение недели на ней были проведены неполные промысловые исследования методом КВД согласно предлагаемому изобретению.

На трубном и затрубном пространствах работающей скважины были установлены образцовые манометры Кл. 0,4. Были замерены рабочие давления (Ртр.2, Рзат.), которые составили, соответственно, 8,2 МПа (82 кгс/см2) и 8,7 МПа (87 кгс/см2), из которых Ртр. было принято за Ртр.n.факт. (см. фиг. 1). Затем скважина была остановлена на снятие КВД с достижением Рст., которое составило 9,9 МПа (99 кгс/см2).

Данные, полученные при последующих исследованиях согласно изобретению оформили в виде таблицы N1.

Данные, полученные при предыдущих исследованиях, были оформлены согласно известной методики в виде таблицы N 2.

Затем необходимые данные из предыдущих полных исследований и данные, полученные при текущих неполных исследованиях, согласно изобретению, графоаналитически обработали (см. фиг. 1).

Данные для построения КВД предыдущих исследований в системе координат Р, МПа (кгс/см2) Т, с. пересчитали в систему координат Р, МПа (кгс/см2) Т, мин. и оформили в виде таблицы N 3.

В этой системе координат на фиг. 1 построили предыдущие и текущие КВД, соответственно Ртр.1 от Т, Рзат.1 от Т, Ртр.2 от Т, Рзат.2 от Т. Из таблиц 1, 2, 3 и фиг. 1 видно, что в первые минуты остановки давление на затрубье практически не меняется, т.к. газ из пласта стремится в то пространство, где давление меньше, а затем, по мере выравнивания давлений в обоих пространствах, начинает поступать в затрубное пространство. Затем, согласно изобретению, построили условные КВД, соответственно, Ртр.усл. от Т и Рзат.усл. от Т, как кривые концентричносоосноординатные к предыдущим КВД, соответственно, к Ртр.1 от Т и Рзат.1 от Т. т.е. как КВД предыдущих исследований опущенные соосно оси ординат до совмещения с точкой Рст.2 или перенесенные по нескольким точкам измерителем по вертикалям на расстояние равное разнице Рст.1 Рст.2. Затем провели линию фактического рабочего давления Ртр.n.факт.. Затем обозначили точки пересечения КВД с линией Ртр.n.факт.. Пересечение с КВД Ртр.1 от Т обозначили как точку 1, пересечение с КВД Ртр.2 от Т обозначили как точку 2.

В нашем примере эти точки совпали, вероятно, из-за увеличения давления на входе в УКПГ по условиям низкотемпературной сепарации. Но могли бы и не совпасть. Точку пересечения условной КВД Ртр.усл. от Т, как концентричносоосноординатную предыдущей КВД работающего пространства (т.е. Ртр.1 от Т) с линией Ртр.n.факт. обозначили как точку У. Затем изохронно нашли точки пересечения соответствующих КВД неработающих пространств (т.е. затрубных) с соответствующими изохронами от точек 1, 2, У и обозначили, соответственно, как 1', 2', У'.

Затем графическим путем нашли для всех этих точек 1, 2, У, 1', 2', У' минутные приращения давлений, которые, соответственно, составили:
φвРтр.1 0,7 МПа (7 кгс/см2) (10 мин 0,7 МПа (0,7 кгс/см2/мин).

ΔРзат.1 0,07 МПа (0,7 кгс/см2/мин).

тр.2 0,03 МПа (0,3 кгс/см2/мин).

зат.2 0,02 МПа (0,2 кгс/см2/мин).

тр.усл. 0,04 МПа (0,4 кгс/см2/мин).

зат.усл. 0,02 МПа (0,2 кгс/см2/мин).

Затем, имея объемы трубного и затрубного пространств и минутные приращения давлений, по минутной формуле (2) определили суточные дебиты скважины, из которых дебит для точки 2 является фактическим рабочим, для точки 1 расчетным рабочим, а для точки У условным. Дебиты составили:
Qсут.тр.1 1440 мин•0,7 кгс/см2/мин) • 4,5 м3 4536 м3/сут.

Qсут.зат.1 1440 мин • 0,7 кгс/см2/мин • 22,5 м3 22680 м3/сут.

Qсут.скв.1 (4536 + 22680) м3/сут. 27216 м3/сут.

Qсут.тр.2 1440 мин • 0,3 кгс/см2/мин • 4,5 м3 1944 м3/сут.

Qсут.зат.2 1440 мин • 0,2 кгс/см2/мин • 22,5 м3 6480 м3/сут.

Qсут.cкв.2 (1944 + 6480) м3/сут. 8424 м3/сут.

Qсут.тр.усл. 1440 мин • 0,4 кгс/см2/мин • 4,5 м3/сут.2592 м3/сут.

Qсут.зат.усл. 1440 мин • 0,2 кгс/см2/мин • 22,5 м3 6480 м3/сут.

Qсут.скв.усл. (2592 + 6480) м3/сут. 9080 м3/сут.

Затем, зная Qсут.скв.1, Qсут.скв.2, Qсут.скв.усл., по формулам 7, 8 находим, соответственно, Котн. и К2.

D6

Далее, согласно формуле (10), определяем на сколько тыс.м3/сут. упал текущий дебит по сравнению с предыдущим за счет ухудшения проницаемости: Δ (+9080 8424) м3/сут. 656 м3/сут.

И, согласно формуле (11), определяем на сколько тыс.м3/сут. упал текущий дебит по сравнению с предыдущим за счет падения пластового давления.

DQизм.р.пл. (27216 9080) м3/сут. 18136 м3/сут.

Здесь приведен самый сложный пример. В других случаях, например, когда Рпл.1,2 сonst или Рст.1,2 сonst. задача упрощается, т.к. условные КВД не строятся, или, в случае, когда скважина оборудована пакером и имеется только одно активное пространство трубное, и КВД по затрубному не строятся, или в случае, когда НКТ забыты и также имеется одно активное пространство затрубное и КВД по трубному не строятся.

Промышленная применяемость заявленного технического решения обуславливается (оправдывается) существенным сокращением текущих, периодически повторяющихся полных промысловых исследований методом КВД, поскольку они, согласно изобретению, могут быть заменены неполными промысловыми исследованиями, которые сокращают объем и время проведения исследовательских и вычислительных 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 более эффективно обработать фактический материал и, следовательно, более грамотно и с большим эффектом разрабатывать газовые и газоконденсатные месторождения.

Изобретение позволяет как бы увеличить людские и технические силы и средства геологической службы отрасли и поднять качество промыслово-исследовательских работ, проявляющееся в достижении ранее недосягаемых результатов.

Это позволит обеспечить дополнительную добычу газа и конденсата. Т.о. заявленное техническое решение представляет значительный интерес для отрасли и для народного хозяйства.

Похожие патенты RU2067664C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ 1992
  • Тищенко Василий Иванович[Ua]
RU2067663C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1992
  • Тищенко Василий Иванович[Ua]
RU2067665C1
СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ПЕРИОДИЧНОСТИ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА 2017
  • Арно Олег Борисович
  • Ахметшин Баязетдин Саяхетдинович
  • Меркулов Анатолий Васильевич
  • Арабский Анатолий Кузьмич
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Гункин Сергей Иванович
  • Вить Геннадий Евгеньевич
  • Талыбов Этибар Гурбанали Оглы
  • Кожухарь Руслан Леонидович
RU2661502C1
Способ интенсификации притока газовых скважин 2022
  • Пятахин Михаил Валентинович
  • Шулепин Сергей Александрович
  • Оводов Сергей Олегович
RU2788934C1
Способ повышения производительности газовых скважин 2022
  • Пятахин Михаил Валентинович
  • Шулепин Сергей Александрович
  • Оводов Сергей Олегович
RU2798147C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2008
RU2366803C1
СПОСОБ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 1999
  • Дияшев Р.Н.
  • Иктисанов В.А.
  • Ахметзянов Р.Х.
  • Якимов А.С.
RU2172404C2
Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины 2017
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2655310C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 1996
  • Заволжский В.Б.
  • Умрихин И.Д.
  • Монастырев В.А.
  • Смирнов Ю.М.
  • Абдульманов Г.Ш.
  • Днепровская Н.И.
  • Радченко В.С.
  • Дорохов Ю.О.
RU2083817C1
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ 2016
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Ильин Антон Игоревич
  • Горлов Иван Владимирович
RU2630519C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 067 664 C1

Реферат патента 1996 года СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно, к промысловым исследованиям газовых скважин, точнее к определению текущей продуктивной характеристики призабойной зоны пласта (проницаемости) и оценке эффективности методов интенсификации притока газа и капремонта скважин. Способ включает промыслово-исследовательские, графические и расчетные работы. Основываясь на доказательстве аналогий между параметрами формулы критического истечения газа - дебитом (Q), коэффициентом диафрагмы ДИКТа (С), давлением перед диафрагмой (Р) и параметрами скважины при ее остановке и работе в коллектор и работе пласта в скважинное пространство при закрытой на устье скважине - дебитом (Qсут.скв.), проницаемостью призабойной зоны скважины (К) и статическими и рабочими давлениями (давлениями при снятии КВД (скважины, текущая проницаемость призабойной зоны относительная (Котн.) и фактическая (K2) определяются, соответственно, как отношение дебита, определенного по КВД при текущих исследованиях к дебиту, определенному по КВД при предыдущих исследованиях или к условному дебиту, определенному по КВД при текущих исследованиях и как величина пропорциональная между предыдущей (К1) и текущей (К2) проницаемостью и предыдущим или условным дебитом и текущим дебитом. 1 ил., 3 табл.

Формула изобретения RU 2 067 664 C1

Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, включающий измерение рабочего давления на трубном или на затрубном пространстве, расхода, температуры, снятие кривых восстановления давления и последующую графоаналитическую обработку полученных данных, отличающийся тем, что, используя текущие, предыдущие и условные значения дебитов и предыдущие значения проницаемости ПЗП К1, текущую относительную Котн. и фактическую К2 проницаемости призабойной зоны пласта определяют согласно выражениям:
при Рпл.2 Рпл.1 или Рст.2 Рст.1


при Рпл.2 < Рпл.1 или Рпл.2 > Рпл.1


а приращения текущего дебита в отдельности от изменения пластового давления и проницаемости призабойной зоны пласта определяют согласно выражениям:
при Рпл.2 Рпл.1 или Рст.2 Рст.1
∓ΔQизм.к= ±Qсут.скв.1∓Qсут.скв.2
при Рпл.2 < Рпл.1 или Рпл.2 > Рпл.1
∓ΔQизм.к= ±Qсут.скв.усл∓Qсут.скв.2
∓ΔQизм.р.пл= ±Qсут.скв.1∓Qсут.скв.усл
где Рпл1, Рпл.2 предыдущее и последующее значения пластового давления, кг/см2;
Рст.1, Рст.2 предыдущее и последующее значения статического давления, кг/см2;
Котн текущая относительная проницаемость, б/р;
Qсут.скв.1 дебит, который имел бы место в предыдущих исследованиях при рабочем давлении на устье, в текущих исследованиях, тыс.м3/сут;
Qсут.скв.2 дебит при текущих исследованиях, соответствующий рабочему давлению P<Mv>тр.зат.n.факт<D>, тыс.м3/сут;
Q<Mv>сут. скв. усл.<D> дебит, который имел бы место при текущих исследованиях при Рпл.2 < Рпл.1 или при Рпл.2 > Рпл.1 и при К2
К1 при Pтр.затр<Mv>nфакт тыс.м3/сут;
К1, К2 предыдущая и фактическая текущая проницаемость, дарси.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1996 года RU2067664C1

Инструкция по комплексному исследованию газовых скважин и газоконденсатных скважин под ред
Коротаева Ю.П., Зотова Г.А., Алиева З.С., М.: Недра, 1971, с
Приспособление для останова мюля Dobson аnd Barlow при отработке съема 1919
  • Масленников А.П.
SU108A1
Ованесов М.Г., Ованесов Г.П., Калантаров А.П
Спутник нефтегазопромыслового геолога, М.: Недра, 1971, с.198
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсантных пластов и скважин под ред
Зотова Г.А., Алиева З.С., М.: Недра, 1980, с
Деревянный коленчатый рычаг 1919
  • Самусь А.М.
SU150A1

RU 2 067 664 C1

Авторы

Тищенко Василий Иванович[Ua]

Даты

1996-10-10Публикация

1992-01-16Подача