Способ определения дебита действующей газовой скважины

 

Способ определения дебита действующей газовой скважины. Сущность изобретения: определяют дебиты газовых скважин, закрывают скважину на устье, измеряют рост на устье через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления. На начальном участке КВД по нескольким скважинам залежи определяют максимальное значение скорости прироста давления в единицу времени и строят интегральную зависимость дебита скважины от этого прироста, по которой определяют дебит действующей газовой скважины, предварительно определив максимальный прирост давления в этой скважине. 2 ил., 1 табл.

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации добывающих газовых и газоконденсатных скважин для определения их дебита, в процессе эксплуатации залежи.

Известен способ определения дебита действующей газовой скважины с помощью диафрагменных расходомеров не критического истечения /ДИКТ/ при направлении продукции исследуемой скважины в систему газоснабжения [1] Данный способ определения дебита газовой скважин обладает недостаточной точностью при расчете дебита газа, что обусловлено, как использованием эмпирических зависимостей в расчетах, так и неизбежными абразивными изменениями в конструктивных элементах счетчика под действием флюида в процессе работы.

Известен также акустический способ определения дебита, при котором дебит газа определяется уровнем шума или уровнем звукового давления, генерируемого газовой струей, при истечении газа в атмосферу. Недостатком данного способа является недостаточная точность замеров.

Этими же недостатками обладает и наиболее широко используемый на промыслах способ определения дебита скважины при помощи диафрагменного расходомера некритического истечения /ДИКТ/ или трубками ПИТО, установленными на факельной линии [2] который выбирается в качестве прототипа.

Предлагаемое решение обладает повышенной оперативностью определения дебита при сокращении времени замеров за счет использования объема ствола скважины в замерах, не требующее отработки скважины на факел на различных режимах работы. Замер производится на рабочем, установившемся при эксплуатации режиме путем кратковременного, не более чем на 10 мин закрытия скважины на устье. Пропуски газа не допускаются.

Данный способ определения дебита действующей газовой скважины включает замеры дебита на нескольких скважинах залежи и отличается тем, что после замера дебита конкретной скважины ее закрывают на устье и измеряют рост давления через определенные промежутки времени в каждой из этих скважин их остановки и строят кривую восстановления давления /предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем, или на забое глубинным монометром/. По начальному участку КВД определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени по нескольким скважинам данной залежи, с одинаковым объемом ствола скважины, и строят интегральную зависимость этого прироста от замеренного дебита. Для определения дебита каждой действующей скважины в процессе эксплуатации залежи производят ее кратковременную остановку, не более чем на 10 мин, измеряют рост давления через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем или на забое глубинным монометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени и по нему на интегральной зависимости определяют дебит действующей скважины и его соответствие оптимальному режиму работы.

Предлагаемый способ иллюстрируется таблицей, а также графиками, изображенными на фиг.1 и 2. Таблица и графики составлены на основании фактических замеров на действующих газовых скважинах.

В таблице приведены промысловые замеры роста давлений на устье после остановки скважины, определения дебита газа по приросту давления начального участка КВД по 10 скважинам газовой залежи размером 20х35 км, залегающей на глубине 2500-3000 м, приуроченной к нижнемеловым песчаникам Валанжинского горизонта, пористостью 7-17% проницаемостью /0,001-14/10 мкм, на которой пробурено более 50 эксплуатационных скважин.

На фиг.2 приведена построенная вышеуказанным способом интегральная зависимость дебита скважины от максимальных значений прироста давления. На фиг.1 показан пример построения КВД по результатам фактических замеров давлений через определенные промежутки времени и определения максимальных значений прироста давления в единицу времени.

Осуществляется предложенный способ следующим образом.

Устье действующей газовой скважины оборудуется образцовыми монометрами, устанавливаемыми для замеров на трубном и затрубном пространстве, и при возможности самописцами для регистрации КВД на специальном бланке, или регистрацию КВД производят глубинным монометром в стволе скважины.

Останавливают скважину не более чем на 10 мин и через определенные промежутки времени замеряют изменение давления. Промежутки времени выбираются в зависимости от дебита скважины и рабочей депрессии на пласт. Наиболее часто замеры снимают через 1, 2, 3, 5 и 10 мин после остановки скважины. Причем, чем больше дебит скважины и меньше депрессия, тем требуется меньший промежуток между замерами.

Затем строят КВД, по начальному участку которой (фиг.1) определяют прирост давления в единицу времени, выбирают максимальное его значение. Например, для скважины N 20803 прирост давления составляет 10 кг/см²/мин. По этой величине на интегральной зависимости (см. фиг.2) определяют дебит газа, равный 430 тыс.м³/сут.

Для высокодебитных газовых скважин, работающих с небольшой депрессией при определении максимального значения прироста давления в единицу времени, необходимо пользоваться самописцем для регистрации КВД.

Из таблицы следует, что предлагаемое решение позволяет оперативно определить дебиты газа и продуктивность скважины с высокой точностью, т.е. погрешностью, не превышающей 5% по сравнению с промысловыми замерами по ДИКТу, но в более широком диапазоне значений определяемых дебитов флюида от менее чем 1 тыс.м³/с до 500 и более тыс.м³/с.

На основании выявленной закономерности специалистами разработана программа определения дебита действующей газовой скважины, которая в настоящее время начинает внедряться в производство.

Данный способ позволяет оперативно и эффективно оценить изменение дебита и продуктивности скважины после проведения текущего, капитального ремонта и работ по интенсификации притока флюида. Определяя дебит и продуктивность скважин до и после проведения работ и сравнив полученные значения, мы имеем возможность оценить эффективность проведения работ и применяемых реагентов растворов, технологии и т.д. при глушении, капитальном и текущем ремонтах скважины, обработке призабойной зоны пласта.

Формула изобретения

Способ определения дебита действующей газовой скважины, включающий замеры дебита на нескольких скважинах залежи, отличающийся тем, что после замера дебита конкретной скважины существующим способом ее закрывают на устье и измеряют рост давлений на устье через определенные промежутки времени в каждой из этих скважин после их остановки и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем давлений, или на забое глубинным манометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени по нескольким скважинам данной залежи и строят кривую интегральной зависимости этого прироста от замеренного дебита а для определения дебита каждой действующей скважины в процессе эксплуатации данной залежи производят кратковременную остановку путем перекрытия скважины на устье, измеряют рост давления на устье через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем давлений, а на забое глубинным манометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени и по нему на интегральной зависимости определяют дебит действующей скважины и его соответствие оптимальному режиму работы.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3