Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для выбора оптимальной производительности скважин в нем при разработке газоконденсатных месторождений. Способ заключается в испытании скважин, при которых измеряют дебит газа пластовое давление Рпл и забойное давление Рз в скважине. Испытания скважин проводят, начиная с минимально возможных дебитов в сторону увеличения. Приток газа к забою скважины определяют по приведенной математической формуле, учитывающей коэффициент проницаемости, газоотдающую толщину пласта, пластовую и стандартную температуру, коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях, динамическую вязкость газа в пластовых условиях, давление при стандартных условиях, радиус контура питания и радиус скважины. Энергосберегающий дебит рассчитывают также по приведенному условию с учетом дебита скважины, единичной функции, равной 0 при Q Qо и равной 1 при Q > Qо, коэффициента, характеризующего геометрию поровых каналов и плотность газа при стандартных условиях.
Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при определении параметров пласта и выбора оптимальной производительности скважин в нем при разработке газоконденсатных месторождений.
Известен способ определения дебита скважин и запасов продуктивного пласта (патент США 5337821, кл. Е 21 В 43/00, 1994), при котором специальный инструмент опускают на кабеле в скважину на заданную глубину и измеряют пластовое давление и расход газа. По полученным данным судят о запасах продуктивного пласта. Однако известный способ не позволяет определять параметры газоносного пласта и выбирать оптимальный энергосберегающий дебит пробуренных в нем скважин. Известен способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин, заключающийся в испытании скважин, при которых измеряют дебит газа, пластовое давление Рпл и забойное давление Рз в скважине, а параметры газоносного пласта определяют по формуле с учетом указанных величин. Однако известный способ не позволяет определить энергосберегающий дебит скважин и осуществлять прогноз технологического режима их работы (см. SU 1025878, кл. Е 21 В 47/10, 30.06.83). Технический результат изобретения заключается в возможности определения по результатам исследования скважин определять параметры газоносного пласта и выбирать оптимальный энергосберегающий режим эксплуатации. Сущность предлагаемого способа заключается в определении параметров газоносного пласта и энергосберегающего дебита пробуренных в нем скважин по результатам испытаний скважин, при которых измеряют дебит газа, пластовое давление и забойное давление в скважине. Испытания скважин проводят начиная с минимально возможных дебитов в сторону увеличения. Приток газа к забою скважины Qпр м3/с определяют по формуле где k - коэффициент проницаемости, м2; h - газоотдающая толщина пласта, м; Т,Т0 - пластовая и стандартная температуры, К; Z,Z0 - коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях; - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, кг/м2/с; Р0 - давление при стандартных условиях, Па; Рпл - пластовое давление, Па; Рз - забойное давление, Па;Rк, Rс - радиус контура питания и радиус скважины, м. Энергосберегающий дебит Q м3/с рассчитывают из условия
P2пл- P23 = а0Q - (а0Q - bQ2) Х (Q - Q0),
где
где Q - дебит скважины, м3/с;
X (Q - Q0) - единичная функция, равная 0 при Q Q0 и равная 1 при Q > Q0;
Rкр - критическое число Рейнольдса, определяющее условия нарушения линейного закона фильтрации;
m - коэффициент пористости;
* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов;
0 - плотность газа при стандартных условиях, кг/см3. При выполнении операций предложенным способом испытания скважины начинают с минимально возможных дебитов в сторону увеличения. Шаг их изменения должен быть минимальным, чтобы можно было визуально определить дебит, при котором происходит изменение закона притока газа к забою скважины. По каждому исследованию подсчитывают коэффициенты линейной корреляции указанных выше зависимостей, предварительно соответствующим образом линеаризованных. Для зависимостей вида y = ах + b коэффициенты линейной корреляции рассчитывают по формуле
а зависимостей вида У = ах + b, проходящих через начало координат, по формуле
где n - количество точек. Для каждой зависимости по каждому исследованию определяют также среднюю относительную погрешность вычисления дебита скважины по формуле
где Qi - дебит, Q'i - дебит вычислительный по коэффициентам зависимости для перепада давлений на этом режиме, n - количество на данном исследовании. Таким образом, предложенный способ позволяет при испытании скважин определять параметры газоносных пластов, выбирать оптимальные энергосберегающие дебиты скважин, а также осуществлять прогноз технологического режима их работы.
Формула изобретения
где k - коэффициент проницаемости, м2;
h - газоотделяющая толщина пласта, м;
T, Tо - пластовая и стандартная температуры, град.К;
Z, Zо - коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях;
- динамическая вязкость газа в пластовых условиях, кг/мс;
Pо - давление при стандартных условиях, Па;
Pпл - пластовое давление, Па;
Pз - забойное давление, Па;
Rк, Rс - радиус контура питания и радиус скважины, м,
а энергосберегающий дебит Qо м3/с рассчитывают из условия
P2пл-P23 = aoQ-(aoQ-bQ2)X(Q-Q0),
где
где Q - дебит скважины, м3/с;
X (Q - Qо) - единичная функция, равная 0 при Q Qо и равная 1 при Q > Qо;
Rкр - критическое число Рейнольдса, определяющее условия нарушения линейного закона фильтрации;
m - коэффициент пористости;
* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов;
o - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3.