Способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин

 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к промысловым исследованиям продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин. Сущность изобретения: в работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление и дебит. Останавливают скважину на устье и регистрируют кривую восстановления давления (КВД) - кривую восстановления давления на забое во времени до пластового. После полного восстановления давления производят замер пластового давления. По полученным данным производят графическую обработку кривой восстановления давления (КВД) и определяют угловой коэффициент прямолинейного участка и временную характеристику пересечения начального и прямолинейного участков. Затем определяют радиус призабойной зоны по соответствующей формуле. 2 ил., 4 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к промысловым исследованиям продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин.

Наиболее близким к изобретению является способ исследования на стационарных режимах фильтрации пластового газа, который заключается в измерении пластового давления, забойных давлений и дебитов исследуемой скважины на 5-6 стационарных режимах и последующим определении коэффициентов а и b из уравнения притока Р_пл² Р_заб² а˙Q + b˙Q²методом наименьших квадратов.

Недостатком способа является невозможность применения данного способа в скважинах, работающих с минимальным дебитом, обеспечивающим вынос жидкости с забоя из-за того, что при изменении режима в таких скважинах нарушается принцип стационарности, лежащий в основе метода.

Задачей изобретения является создания таких условий в реализации способа, которые бы позволили производить исследование газоконденсатных скважин преимущественно малодебитных.

В таких газоконденсатных скважинах производить исследование на 5-6 стационарных режимах невозможно, что может существенно снизить точность измерения коэффициента продуктивности скважин, а в отдельных случаях определение коэффициента продуктивности малодебитных скважин становится невозможным.

Сущность изобретения заключается в том, что способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин, включающий изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины и измерение устьевых и забойных параметров, при этом перед изменением режима фильтрации производят замер дебита устьевых и забойных давлений исследуемой скважины на технологическом режиме, а изменение режима фильтрации на нестационарный производят путем остановки скважины, при этом регистрируют кривую восстановления давления на устье и на забое скважины, а коэффициент продуктивности определяют в соответствии со следующими математически выражением: a 0,889 · · ln (1) где β^I- угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД), обработанный в координатах Р_заб²от lgt; Q_о дебит скважины перед остановкой скважин для записи КВД, тыс˙м³/сут; 0,889 коэффициент пропорциональности; R_с радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м; R_пр.з. радиус призабойной зоны, м, определяемый из соотношения R_пр.з= (2) κ- величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважин, м³/с; t_н.у. время восстановления начального участка КВД, с; κ (3) где V_др дренируемый объем, м³;
h эффективная толщина вскрытия интервалов, м;
t_в время восстановления пластового давления, с;
π- коэффициент ≈3,14.

Изобретение является промышленно применимым, так как может быть использовано в промышленности, в частности газовой для промысловых исследований газоконденсатных скважин.

Предлагаемый способ определения коэффициента продуктивности позволяет, регистрируя параметры на одном технологическом режиме скважины и путем перевода скважины на нестационарный режим фильтрации с последующей регистрацией кривой восстановления давления и обработкой данных по вышеприведенным зависимостям, определять коэффициенты продуктивности любой низкодебитной скважины.

На фиг. 1 приведена обработка кривой восстановления давления (КВД) в координатах Р_заб² от lgt; на фиг. 2 зависимость (МПа² сут/тыс˙м³) от Q_г.с. (тыс˙м³/сут).

Линия 1 (фиг. 2) характеризует результаты исследований предлагаемым способом, линия 2 исследования на стационарных режимах фильтрации.

Способ осуществляется следующим образом.

В работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление Р_з.о. и дебит Q_о, затем останавливают скважину на устье и регистрируют КВД-кривую восстановления давления на забое во времени Р_з(t)_i до пластового Р_пл.

После полного восстановления давления производят замер пластового давления Р_пл.

По полученным данным производят графическую обработку КВД в координатах Р_з²(t) от lgt (фиг.1) и определяют угловой коэффициент β^Iпрямолинейного участка и временную характеристику пересечения начального и прямолинейного участков (t_н.у.).

Затем определяем радиус призабойной зоны R_пр.з. по формуле
R_пр.з= где t_н.у. время восстановления начального участка КВД, с;
κ- величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м²/с;
κ , где V_др дренируемый объем, м³;
h эффективная толщина вскрытых интервалов, м;
t_в время восстановления пластового давления, с;
π- коэффициент 3,14.

Коэффициент фильтрационного сопротивления а определяют по формуле
a 0,889 · · ln , где 0,889 коэффициент пропорциональности;
β^I- угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку КВД обработкой в координатах Р_заб² от lgt;
Q_о дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс.м³/сут;
R_с радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м;
R_пр.з. радиус призабойной зоны, м.

Затем, подставляя значение коэффициента а в уравнение притока Р_пл²- Р_з² aQ_o + bQ_o², определяем коэффициент b по формуле
b где Р_пл пластовое давление, МПа;
Р_з.о. забойное давление перед остановкой скважины для записи КВД, МПа;
Q_о дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс˙м³/сут.

П р и м е р. Предлагаемый способ испытан на шестнадцати скважинах Вуктыльского, одной Югидского, Западно-Соплесского и Василковского месторождений и двух скважинах Печоро-Кожвинского месторождения. В табл. 1,2,3 и фиг. 1 и 2 в качестве примера представлены результаты промысловых исследований скв. 133-Вуктыл с помощью предлагаемого способа и на стационарных режимах фильтрации. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные по исследованию предлагаемым способом, составили
а 2,1 х 10^-3 МПа² сут/тыс.м³;
b 1,26 х 10^-5 (МПа² сут/тыс.м³)².

По результатам исследований на стационарных режимах фильтрации эти коэффициенты имеют значение
а 1,95 х 10^-3 МПа² сут/тыс.м³;
b 1,33 х 10^-5 (МПа сут/тыс.м³)².

В таблице 4 представлены основные результаты определения коэффициента а и b по трем исследованным скважинам. Сравнение коэффициента фильтрационных сопротивлений, определенных предлагаемым способом, с результатами исследований на стационарных режимах фильтрации дает удовлетворительную сходимость.

Изобретение в сравнении с прототипом позволяет определять коэффициенты продуктивности исследуемых скважин.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, включающий изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины и измерение устьевых и забойных параметров, отличающийся тем, что перед изменением режима фильтрации производят замер дебита, устьевых и забойных давлений исследуемой скважины на технологическом режиме, а изменение режима фильтрации на нестационарный производят путем остановки скважины, при этом регистрируют кривую восстановления давления на устье и на забое скважины, а коэффициент продуктивности определяют в соответствии со следующим математическим выражением:

где βʹ - угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД), обработанной в координатах P²_заб от lgt;
Q_о - дебит скважины перед остановкой скважины для записи КВД, тыс · м³/сут;
0,889 - коэффициент пропорциональности;
R_с - радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатациионной колонны, м;
R_пр.з - радиус призабойной зоны,

κ - величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м²/с;
t_н.у - время восстановления начального участка КВД,

где V_др - дренируемый объем, м;
h - эффективная толщина вскрытых интервалов, м;
t_в - время восстановления пластового давления, с.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4