Газодинамические исследования скважин
Газодинамическое исследование - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Газодинамическое исследование - скважина
Cтраница 1
Газодинамические исследования скважин на Медвежьем месторождении проводятся по стандартной методике. Забойные ( преимущественно в начальный период) и пластовые давления определяются по барометрической формуле. Точность таких расчетов вполне удовлетворительна, что в совокупности с большим объемом исследовательских работ, выполненных за двадцатичетырехлетний период эксплуатации, позволяет достаточно надежно установить средние значения фильтрационных коэффициентов и получить математическую модель фильтрации, наиболее приближенную к реальной. [1]
Газодинамические исследования скважин можно проводить, замеряя определенные параметры системы на устье скважины без выпуска газа на ГФУ. С указанными замерами вполне может справиться современная телеметрия, обладающая необходимой точностью измерений. В настоящее время ведутся специальные исследования, которые позволят решить ряд технических трудностей, встретившихся при исследованиях в этом направлении. [2]
Материалы газодинамических исследований скважин за всю историю изучения месторождений показывают ( табл. 3 и 4), что дебит газа достигал 1 000 - 1 300 тыс. мэ / сут ( скв. [3]
По результатам газодинамических исследований скважин известны значения энергосберегающего и максимально допустимого дебитов с точки зрения недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других причин и соответствующие этим дебитам давления на забое рзг а также реальные значения коэффициентов гидравлического сопротивления при движении смеси газа и жидкости. [4]
По результатам газодинамических исследований скважины, проведенных перед СКО, определяются состояние призабойной зоны пласта, причины неудовлетворительной работы скважины и цель кислотной обработки. При этом учитываются очередность обработки и технология предыдущих СКО. [5]
Медвежье были проведены газодинамические исследования скважины с целью определения параметров работающих интервалов и наличия связи между ними. [6]
Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый дебит ( 2МД, при котором не происходит разрушения пласта, преждевременного обводнения скважин или других осложнений. [7]
Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый О. [8]
Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый дебит Qu д, определяемый при условии недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других ограничений. [9]
Таким образом, разработанный комплекс газодинамических исследований скважин позволяет учесть вышеназванные особенности эксплуатации ПХГ. [10]
Такой способ эксплуатации устанавливается по результатам газодинамических исследований скважин. При этом депрессия, при которой будет эксплуатироваться скважина в дальнейшем отборе газа не должна превышать критического значения, полученного по результатам исследований и соответствующего началу выноса песчаного материала. [11]
Известно, что методы и задачи газодинамических исследований скважин на газовых месторождениях и ПХГ близки. Однако имеются некоторые специфические особенности, которые обусловлены функциональными различиями между ПХГ и газовыми месторождениями и их необходимо учитывать. [12]
Такой способ эксплуатации устанавливается по результатам газодинамических исследований скважин. При этом депрессия, при которой будет эксплуатироваться скважина в дальнейшем отборе газа не должна превышать критического значения, полученного по результатам исследований и соответствующего началу выноса песчаного материала. [13]
Контроль за разработкой газового месторождения предусматривает проведение газодинамических исследований скважин. В результате исследований уточняется продуктивная характеристика пласта и устанавливается характер ее изменения во времени. В правилах разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений отмечается, что после ввода залежи в эксплуатацию интервалы между сериями исследований скважин могут колебаться в пределах от нескольких месяцев до одного года. [14]
Страницы:
www.ngpedia.ru
Газодинамическое исследование - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Газодинамическое исследование - скважина
Cтраница 1
Газодинамические исследования скважин на Медвежьем месторождении проводятся по стандартной методике. Забойные ( преимущественно в начальный период) и пластовые давления определяются по барометрической формуле. Точность таких расчетов вполне удовлетворительна, что в совокупности с большим объемом исследовательских работ, выполненных за двадцатичетырехлетний период эксплуатации, позволяет достаточно надежно установить средние значения фильтрационных коэффициентов и получить математическую модель фильтрации, наиболее приближенную к реальной. [1]
Газодинамические исследования скважин можно проводить, замеряя определенные параметры системы на устье скважины без выпуска газа на ГФУ. С указанными замерами вполне может справиться современная телеметрия, обладающая необходимой точностью измерений. В настоящее время ведутся специальные исследования, которые позволят решить ряд технических трудностей, встретившихся при исследованиях в этом направлении. [2]
Материалы газодинамических исследований скважин за всю историю изучения месторождений показывают ( табл. 3 и 4), что дебит газа достигал 1 000 - 1 300 тыс. мэ / сут ( скв. [3]
По результатам газодинамических исследований скважин известны значения энергосберегающего и максимально допустимого дебитов с точки зрения недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других причин и соответствующие этим дебитам давления на забое рзг а также реальные значения коэффициентов гидравлического сопротивления при движении смеси газа и жидкости. [4]
По результатам газодинамических исследований скважины, проведенных перед СКО, определяются состояние призабойной зоны пласта, причины неудовлетворительной работы скважины и цель кислотной обработки. При этом учитываются очередность обработки и технология предыдущих СКО. [5]
Медвежье были проведены газодинамические исследования скважины с целью определения параметров работающих интервалов и наличия связи между ними. [6]
Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый дебит ( 2МД, при котором не происходит разрушения пласта, преждевременного обводнения скважин или других осложнений. [7]
Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый О. [8]
Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый дебит Qu д, определяемый при условии недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других ограничений. [9]
Таким образом, разработанный комплекс газодинамических исследований скважин позволяет учесть вышеназванные особенности эксплуатации ПХГ. [10]
Такой способ эксплуатации устанавливается по результатам газодинамических исследований скважин. При этом депрессия, при которой будет эксплуатироваться скважина в дальнейшем отборе газа не должна превышать критического значения, полученного по результатам исследований и соответствующего началу выноса песчаного материала. [11]
Известно, что методы и задачи газодинамических исследований скважин на газовых месторождениях и ПХГ близки. Однако имеются некоторые специфические особенности, которые обусловлены функциональными различиями между ПХГ и газовыми месторождениями и их необходимо учитывать. [12]
Такой способ эксплуатации устанавливается по результатам газодинамических исследований скважин. При этом депрессия, при которой будет эксплуатироваться скважина в дальнейшем отборе газа не должна превышать критического значения, полученного по результатам исследований и соответствующего началу выноса песчаного материала. [13]
Контроль за разработкой газового месторождения предусматривает проведение газодинамических исследований скважин. В результате исследований уточняется продуктивная характеристика пласта и устанавливается характер ее изменения во времени. В правилах разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений отмечается, что после ввода залежи в эксплуатацию интервалы между сериями исследований скважин могут колебаться в пределах от нескольких месяцев до одного года. [14]
Страницы: 1 2 3
www.ngpedia.ru
Способ газодинамического исследования скважины
Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований. Проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины с последующим нормированием результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент. Рассчитывают нормированный дебит для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета и с учетом поправочного коэффициента. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима, анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме. Если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду и исследования прекращают. Если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений. 5 табл.
Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин.
Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации (см п. РФ №2067663 от 09.01.92 г. по кл. E21B 47/00, 47/06, опубл. 10.10.96 г.), позволяющий рассчитать текущую относительную проницаемость призабойной зоны пласта. Способ предусматривает графоаналитическую обработку данных на основе сопоставления предыдущих полных промысловых исследований и текущих неполных исследований, что приводит к погрешностям, влияющим на достоверность полученных результатов.
Известен способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации (Зотов Г. А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин [Текст] / под ред. Г.А.Зотова, 3.С.Алиева. - М: Недра, 1980, с.121), в котором рассчитывают коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В путем построения графиков, т.е. для каждого режима вычисляют отношение разности квадратов пластового и забойного давлений (Рпл, Рз) к дебиту (Q) Рпл2−Рз2Q , и по полученным значениям строят график зависимости от Q. Коэффициент фильтрационного сопротивления А определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на вертикальной оси. Коэффициент фильтрационного сопротивления В определяется как тангенс угла наклона прямой к горизонтальной оси. Недостатком данного способа является невысокая эффективность исследования скважин, ввиду того, что значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В определяют визуально по графику, что приводит к большим погрешностям и в итоге к недостоверности полученных результатов.
Также по данному источнику коэффициенты фильтрационных сопротивлений могут быть рассчитаны аналитически, ввиду чего для каждого режима вычисляют Рпл2−Рз2Q и методом наименьших квадратов определяют коэффициенты линейной зависимости для уравнения Рпл2−Рз2Q=A+BQ . Недостатком этого способа является невысокая эффективность исследования скважины, обусловленная тем, что при определении коэффициентов фильтрационных сопротивлений возможны большие вычислительные погрешности, связанные с переходом от квадратичной зависимости вида Рпл2−Рз2=AQ+BQ2 к линейной, вида Рпл2−Рз2Q=A+BQ. К недостаткам вышеуказанных способов следует отнести также отсутствие критерия, по которому можно определить точность проведенных измерений, а значит, и достоверность полученных значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений.
Известен способ газогидродинамических исследований скважин, в котором измеряют давление, температуру и дебит газа на установившихся режимах работы скважины, с последующим расчетом экспериментальных коэффициентов индикаторных линий (коэффициентов фильтрационных сопротивлений a1, b1 (см. п. РФ №2232266 от 10.11.02 г. по кл. E21B 47/00, опубл. 10.07.04 г.). Рассчитывают дебиты для каждого режима по коэффициентам индикаторных линий текущего исследования и определяют показатель, характеризующий их отклонение от значений дебитов, полученных в результате измерений, затем по коэффициентам индикаторных линий, полученных при обработке предыдущих исследований, рассчитывают для каждого режима дебиты и определяют показатель, характеризующий их отклонение от дебитов, рассчитанных при текущих исследованиях. Если оба показателя меньше заданных значений, исследования завершают, а если один или оба показателя больше или равны заданным значениям, проводят дополнительные исследования для уточнения характеристик скважины.
К недостаткам способа относится то, что в случае неудовлетворительной оценки достоверности полученных результатов не даются указания на источник ошибки в проведенных измерениях. Кроме того, для оценки достоверности результатов обработки ГДИ необходимы результаты предыдущего исследования, когда-либо проводившегося на этой скважине, что не всегда возможно, и значения допустимых показателей отклонения текущих дебитов от расчетных для данного месторождения. Эти показатели зависят от особенностей месторождения и определяются расчетным или опытным путем.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, обеспечивает повышение эффективности проведения газодинамических исследований за счет:
повышения достоверности результатов обработки данных ГДИ без использования результатов предыдущих ГДИ для данной скважины и допустимых показателей отклонения дебитов для всего месторождения, а также возможности определения источника ошибки при проведении измерений;
сокращения времени и расходов на проведение повторных замеров.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа газодинамического исследования скважины, включающего следующие операции:
проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины;
проводят нормирование результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы по формулам
pзi=PзiPпл, (1)
где: рзi - нормированное забойное давление на i-м режиме;
Рзi - забойное давление на i-м режиме;
Рпл - пластовое давление;
qi=QiQmax, (2)
где: qi - нормированный дебит на i-м режиме;
Qi - дебит на i-м режиме;
Qmax - максимальный дебит;
определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротив-
лений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент по формуле
c=1−1n∑i=1n(pзi2+a⋅qi+b⋅qi2), (3)
где: a, b - нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
c - поправочный коэффициент;
n - количество режимов; производят расчет нормированного дебита для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента по формуле
q˜i=−a+a2−4b(pзi2−1)2b, (4)
где: q˜i - нормированный дебит, рассчитанный без учета поправочного коэффициента;
и с учетом поправочного коэффициента по формуле
q˜сi=−a+a2−4b(pзi2−1+с)2b, (5)
где: q˜сi - нормированный дебит, рассчитанный с учетом поправочного коэффициента;
рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима по формуле
Δi=|q˜i−q˜ci|q˜ci⋅100%, (6)
где: Δi - показатель отклонения дебита на i-м режиме,
анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме:
если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду по формулам
A=Pпл2Qmax⋅a, (7)
где: А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, приведенные к размерному виду, и исследования прекращают;
если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию новизны.
Перевод из одной единицы измерения в другую может служить источником погрешностей или грубых ошибок. Чтобы сделать способ обработки результатов ГДИ универсальным, удобным для любых производственных условий и независящим от используемых единиц измерения, проводят нормирование путем приведения результатов измерения к безразмерному виду. К тому же, в силу особенностей электронной обработки данных, переход в безразмерные величины, значения которых заключены в интервале [0; 1], повышает точность обработки данных.
Известен численный расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления в двучленной формуле притока газа к забою скважины (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука. 1995, с.182):
Pпл2−Р0i2=a1⋅Q0i+b1⋅Q0i2, (9)
где Pпл2 - пластовое давление, измеренное в скважине на i-м установившемся режиме с нулевым дебитом газа при проведении текущего исследования;
P0i. - давление, измеренное в скважине на i-м установившемся режиме текущего исследования;
Q0i - дебит газа, измеренный на i-м установившемся режиме текущего исследования;
a1, b1 - коэффициенты фильтрационного сопротивления;
i - номер режима текущего исследования.
В предлагаемом способе для определения нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений исследования необходимо решить систему уравнений вида
1−зз12=aq1+bq12,1−зз22=aq2+bq22,…1−ззn2=aqn+bqn2,(10)
где: a, b - нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
n - количество режимов (измерений).
Данная система уравнений в общем случае является переопределенной и наиболее точным образом может быть решена путем минимизации функционала вида (Ильин В. А. Линейная алгебра [Текст] / В.А.Ильин, Э.Г. Позняк. - М.: «Наука», 1999, с 100)
F(a,b)=(1−α)⋅S2(a,b)+α⋅S4(a,b)→min, (11)
где: α-параметр регуляризации, принимающий значения из отрезка [0; 1], при α=0 решение задачи будет совпадать с классическим методом наименьших квадратов;
S2(a, b) - сумма вторых степеней невязок уравнений;
S4(a, b) - сумма четвертых степеней невязок уравнений.
S2(a, b) и S4(a, b) находят по формулам
S2(a,b)=∑i=1n(1−pзi2−aqi+bqi2)2, (12)
S2(a,b)=∑i=1n(1−pзi2−aqi−bqi2)4. (13)
После вычисления нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b уравнение притока газа к скважине в нормированных величинах примет вид
1−pз2=aq+bq2. (14)
Для повышения точности расчета дебита скважины и оценки достоверности проведенных измерений в уравнение 14 притока газа к скважине вводят поправочный коэффициент с, рассчитываемый по формуле 3. Поправочный коэффициент с в первую очередь характеризует, насколько достоверно измерены забойные давления и дебиты при проведении ГДИ. В идеальном случае строгого соблюдения технологии проведения ГДИ поправочный коэффициент c=0.
Для оценки достоверности проведенных ГДИ производят расчет нормированного дебита для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента и с учетом поправочного коэффициента, а также показатель отклонения дебита для каждого режима по формулам. Расчет показателя отклонения дебита для каждого режима дает возможность определения источника ошибки при проведении измерений, что позволяет сократить время и расходы на проведение повторных замеров. Так, если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, а если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений.
Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с признаками заявляемого технического решения, обеспечивающими достигаемый технический результат. Таким образом, заявляемые существенные признаки не следуют явным образом из уровня техники, т.е. соответствуют условию изобретательского уровня.
Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.
Проводят газодинамические исследования на установившихся режимах работы скважины. Регистрируют пластовое давление, а также забойное давление и дебит газа на шести режимах эксплуатации скважины. Величина пластового давления составила Рпл=10,34 МПа, а максимального дебита газа - Qmax=490 тыс.м3/сут. Полученные значения забойного давления и дебита газа на разных режимах эксплуатации скважины представлены в таблице 1.
| Таблица 1 | ||
| Номер режима i | Забойное давление Рзi, МПа | Дебит газа Qi, тыс.м3/сут |
| 1 | 10,25 | 169 |
| 2 | 10,22 | 212 |
| 3 | 10,18 | 262 |
| 4 | 10,12 | 312 |
| 5 | 10,05 | 371 |
| 6 | 9,88 | 490 |
Проводят нормирование результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Нормированное забойное давление на 1-м режиме, рассчитанное по формуле 1, составит
pз1=Pз1Pпл=10,2510,34=0,9913
Нормированный дебит скважины на 1-м режиме, рассчитанный по формуле 2, составит
q1=Q1Qmax=169490−0,3449
Аналогичным способом проводят нормирование результатов измерений забойного давления и дебита газа на 2-6-м режимах. Результаты нормирования представлены в таблице 2.
| Таблица 2 | ||
| Номер режима, i | Нормированное забойное давление, рзi | Нормированный дебит скважины, qi |
| 1 | 0,9913 | 0,3449 |
| 2 | 0,9884 | 0,4327 |
| 3 | 0,9845 | 0,5347 |
| 4 | 0,9787 | 0,6367 |
| 5 | 0,9720 | 0,7571 |
| 6 | 0,9555 | 1,0000 |
Затем путем минимизации функционала вида 11 определяют значения нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b текущего исследования. Значения составили: а=0,016244; b=0,070052.
Рассчитывают поправочный коэффициент с по формуле 3
с=1−1n∑i=1n(pзi2+a⋅qi+b⋅qi2)==1−16{(0,99132+0,016244⋅0,3449+0,070052⋅0,34492)++(0,98842+0,016244⋅0,3449+0,070052⋅0,34492)++(0,98452+0,016244⋅0,3449+0,070052⋅0,34492)++(0,97872+0,016244⋅0,3449+0,070052⋅0,34492)++(0,97202+0,016244⋅0,3449+0,070052⋅0,34492)++(0,95552+0,016244⋅1+0,070052⋅12)}=1−16{0,9966+0,9971+0,9980+0,9966+0,9972+0,9993}=1−16⋅5,9848=0,002533
Поправочный коэффициент равен с=0,002533.
Производят расчет нормированного дебита газа для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента из уравнения 4. Нормированный дебит газа для первого режима без учета поправочного коэффициента равен
q˜1=−a+a2−4b(pз12−1)2b=−0,016244+0,01622442−4⋅0,070052(0,99132−1)2⋅0,070052=0,3947
Аналогично проводят расчет для остальных 5-ти режимов.
Рассчитывают нормированный дебит газа для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений с учетом поправочного коэффициента из уравнения 5. Нормированный дебит газа для первого режима с учетом поправочного коэффициента равен
q˜c1=−a+a2−4b(pз12−1+с)2b==−0,016244+0,0162442−4⋅0,070052(0,99132−1+0,002533)2⋅0,070052=0,3580
Аналогично проводят расчет для остальных 5-ти режимов. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима по формуле 6. Показатель отклонения дебита для первого режима составит
Δi=|q˜1−q˜c1|qc1⋅100%=|0,3580−0,3947|0,3580⋅100%=10,25%
Результаты проведенных расчетов приведены в таблице 3.
| Таблица 3 | |||
| Номер режима | q˜i | q˜ci | Δi, % |
| 1 | 0,3947 | 0,3580 | 10,25 |
| 2 | 0,4696 | 0,4378 | 7,26 |
| 3 | 0,5562 | 0,5287 | 5,20 |
| 4 | 0,6679 | 0,6444 | 3,65 |
| 5 | 0,7801 | 0,7597 | 2,69 |
| 6 | 1,0045 | 0,9882 | 1,65 |
Так как показатели отклонения дебита Δi на режимах 1-3 превысили допустимый предел в 5%, то результаты измерений на этих режимах признают недостоверными.
Проводят повторные замеры забойного давления и дебита газа на данных режимах с последующим нормированием результатов измерений по формулам 1, 2. Полученные результаты представлены в таблице 4.
| Таблица 4 | ||||
| Номер | Забойное | Нормированное | Дебит газа, | Нормированный |
| режима, i | давление, | забойное | Qi, | Дебит |
| Рзi, МПА | давление, рзi | тыс.м3/сут | скважины, qi | |
| 1 | 10,24 | 0,9903 | 172 | 0,3510 |
| 2 | 10,21 | 0,9874 | 209 | 0,4265 |
| 3 | 10,17 | 0,9836 | 259 | 0,5286 |
Заново проводят вычисление значений нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b и поправочного коэффициента с для 1-6 режимов. Значения составили:
a=0,034520; b=0,051876; c=0,000093
Для оценки достоверности проведенных измерений проводят расчет нормированного дебита q, для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента из уравнения 4 и нормированного дебита q˜ci с учетом поправочного коэффициента из уравнения 5, а также показатель отклонения дебита Δi по формуле 6. Результаты повторных расчетов, проведенных на шести режимах, представлены в таблице 5.
| Таблица 5 | |||
| Номер режима | q˜i | q˜ci | Δi, % |
| 1 | 0,3614 | 0,3601 | 0,36 |
| 2 | 0,4369 | 0,4358 | 0,27 |
| 3 | 0,5271 | 0,5261 | 0,20 |
| 4 | 0,6276 | 0,6267 | 0,15 |
| 5 | 0,7521 | 0,7513 | 0,11 |
| 6 | 1,0043 | 1,0037 | 0,07 |
В данном случае показатель отклонения дебитов на каждом режиме не превышает допустимые 5%, следовательно, результаты проведения ГДИ можно признать достоверными и по значениям нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений вычислить их размерные значения по формулам 7, 8
A=Pпл2Qmax⋅a=10,342490⋅0,034520=0,007532 МПА2/тыс.м3/сут
МПа2/(тыс.м3/сут)2.
Таким образом, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию промышленная применимость.
Заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности, а именно условию новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.
Способ газодинамического исследования скважины, заключающийся в том, что проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины, после чего проводят нормирование результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы по формулам
pзi=PзiPпл
,
где: рзi - нормированное забойное давление на i-м режиме;
Рзi - забойное давление на i-м режиме;
Рпл - пластовое давление,
qi=QiQmax
,
где: qi - нормированный дебит на i-м режиме;
Qi - дебит на i-м режиме;
Qmax - максимальный дебит,
затем определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент по формуле
c=1−1n∑i=1n(pзi2+a⋅qi+b⋅qi2)
,
где: a, b - нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
c - поправочный коэффициент;
n - количество режимов,
после чего производят расчет нормированного дебита для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента по формуле
q˜i=−a+a2−4b(pзi2−1)2b
,
где: q˜i
- нормированный дебит, рассчитанный без учета поправочного коэффициента;
и с учетом поправочного коэффициента по формуле
q˜сi=−a+a2−4b(pзi2−1+с)2b
,
где: q˜сi
- нормированный дебит, рассчитанный с учетом поправочного коэффициента,
далее рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима по формуле
Δi=|q˜i−q˜ci|q˜ci⋅100%
,
где: Δi - показатель отклонения дебита на i-м режиме,
после чего анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме, причем, если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду по формулам
A=Pпл2Qmax⋅a
,
где: А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, приведенные к размерному виду,
и исследования прекращают, а если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах, с последующей обработкой результатов измерений.
findpatent.ru
Гидродинамические исследования скважин - это... Что такое Гидродинамические исследования скважин?
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.
Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).
Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.
Методы ГДИС
Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).
Испытатель пластов на трубах (ИПТ)
Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.
Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).
ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:
- в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,
- при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,
- при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.
Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.
Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.
Кривая восстановления давления (КВД)
Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.
Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).
Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).
Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.
Кривая восстановления уровня (КВУ)
Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.
Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.
КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.
Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.
Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.
Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям "с учётом притока" с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние "послепритока" существенно на всём протяжении КВУ, а методики "учёта притока" часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния "послепритока" применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).
Индикаторные диаграммы (ИД)
Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.
Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.
Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).
Гидропрослушивание
Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.
Программы интерпретации ГДИС
Литература
- Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
- Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.
- СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. Справочник инженера по исследованию скважин. Издательство «Инфра-Инженерия», 2010.
- А. Чодри. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН/ ООО Премиум Инжиниринг, 2011.
- А. А. Орлов Возможность определения тектонических напряжений в горных породах по замерам пластовых давлений в скважинах. Республиканский межведомственный научный сборник «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений», выпуск 17, Львов, 1980
Ссылки
Клуб исследователей скважин.
Форум геологов и инженеров.
biograf.academic.ru
