Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола
Владельцы патента RU 2386808:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU)
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола. Техническим результатом является снижение затрат рабочего времени на проведение исследования, повышение точности результатов исследования. Для этого в процессе исследования проводят замер забойного давления и дебита при длительной работе скважины в газосборный коллектор. Замеряют параметры работы скважины при их полной стабилизации на режиме с максимальным дебитом. Проводят замер параметров работы скважины на нескольких режимах одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами. При этом исследование проводят непрерывно, без остановки скважины между режимами. Останавливают скважину до полной стабилизации устьевого давления. Снимают кривую восстановления давления, замеряют пластовое давление. Проводят пуск скважины в газосборный коллектор. Определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола.
Известен способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) [Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.21-22, 175-178, 487-489.], включающий остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и конденсата на нескольких режимах работы с использованием ДИКТ, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме после их стабилизации, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления A и B.
Существенным недостатком данного способа являются выпуски газа в атмосферу, исчисляемые миллионами кубометров, вследствие значительного времени стабилизации измеряемых параметров.
Наиболее близким по технической сущности (прототип) является изохронный способ исследований [Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.234-241.], включающий остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и конденсата на нескольких режимах работы одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме после их стабилизации, остановку скважины после каждого режима, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме, пуск скважины в газосборный коллектор и замер рабочих параметров после их стабилизации, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Обязательным условием исследования скважины изохронным методом является полное восстановление забойного давления между режимами, которое достигается остановкой скважины.
Суть изохронного способа заключается в том, что радиус дренируемой зоны пласта зависит не от дебита, а от безразмерного времени, определяемого из измеряемых параметров по формуле: где k и µ - коэффициенты проницаемости пласта и вязкости газа; PCP - среднее пластовое давление; m - пористость коллектора, доли единицы; RC - радиус скважины; t - время работы скважины после ее пуска. Принятое условие означает, что для одного и того же отрезка времени независимо от дебита будет дренироваться зона одинакового радиуса. В этом случае так же, как и при полной стабилизации забойного давления и дебита, угол наклона индикаторной кривой, построенной в координатах ΔP2/Q от Q, остается постоянным в диапазоне измеряемых дебитов.
Для двучленного закона фильтрации газа к скважине результаты исследования изохронным методом обрабатываются по формуле: 
, где PПЛ - забойное давление, соответствующее времени tP; tP - время работы скважины, не превышающее 60 минут и одинаковое на всех режимах исследования скважины кроме тех, на которых достигается стабилизация измеряемых параметров; Q(tP) - дебит скважины, соответствующий времени tp; a(tp) b(tp) - коэффициенты фильтрационного сопротивления.
Результаты замеров нестабилизированных значений параметров фиксируют в процессе исследования, после чего строят линейную регрессионную зависимость в координатах 
от Q(tp). Коэффициент a(tP) определяют как отрезок, отсекаемый на оси ординат, а коэффициент b(tP) определяют как тангенс угла наклона полученной прямой. Для определения истинного значения коэффициента aИС используют два метода.
Первый. При известном коэффициенте b(tP)=B определяют aИС=A, соответствующее стабилизированным величинам забойных давлений и дебитов. Для этого на одном из режимов достигают их полной стабилизации, фиксируют их значения и вычисляют величину aИС из уравнения 
, где b - коэффициент при квадратичном члене уравнения притока газа к скважине; 
- забойное давление после полной стабилизации работы скважины на одном из режимов; Q(tCT) - стабилизированный дебит скважины; tCT - время, необходимое для полной стабилизации давления и дебита.
Второй. Зная величину a(tp), соответствующую нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов, которые измеряют, значение коэффициента aИС определяют из их измеренных значений по формуле aИС= a(tp)+βlntCT/tp, где β -тангенс угла наклона регрессионной прямой, проведенной по точкам конечного участка кривой восстановления давления, построенной в координатах 
от lgt.
Существенным недостатком способа является значительное время проведения исследований, обусловленное длительностью периода стабилизации рабочих параметров на режиме и восстановления давления при остановке скважины между режимами.
Ориентировочно время полной стабилизации забойного давления и дебита можно рассчитать по следующей формуле (в секундах) [Гриценко А.И, Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.179.]: 
где æ - коэффициент пьезопроводности; C - численный коэффициент, изменяющийся в пределах 0,122≤C≤0,350; v=[kв.cp/kг]0.5 - параметр анизотропии пласта.
Коэффициент пьезопроводности определяется по формуле: æ=k·Pпл/(mµ), где k - проницаемость пласта, м2; Pпл - пластовое давление, Па; m - пористость пласта; µ - коэффициент вязкости газа, Па·с.
Параметр радиуса контура питания Rk зависит от формы зоны дренирования и удельных запасов, приходящихся на горизонтальную скважину. В таблице приведены расчетное время стабилизации tcт для различных значений Rk и проницаемости k.
| Таблица | ||||||
| Радиус контура питания Rk, м | Проницаемость k, 10-12 м2 | Пористость m в долях единиц | Коэффициент вязкости µ,10-3 Па·с | Пластовое давление Pпл, 106 МПа | tcт в сутках при C=0,350 | |
| ν=0,3162 | ν=l | |||||
| 1000 | 0,5 | 0,25 | 0,012 | 11,7 | 6,568 | 2,077 |
| 1,0 | -//- | -//- | -//- | 3,282 | 1,038 | |
| 1500 | 0,5 | 0,25 | 0,012 | 11,7 | 14,769 | 4,670 |
| 1,0 | -//- | -//- | -//- | 7,384 | 2,335 | |
| 2000 | 0,5 | 0,25 | 0,012 | 11,7 | 26,201 | 8,285 |
| 1,0 | -//- | -//- | -//- | 13,102 | 4,143 |
Предлагаемый способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин позволяет устранить указанные недостатки. Заявляемый способ включает замер рабочих параметров при длительной работе скважины в газосборный коллектор, замер параметров работы скважины на нескольких режимах одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами, однократную остановку скважины до полной стабилизации устьевого давления, снятие кривой восстановления давления, замер пластового давления, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления A и B.
Заявляемый способ отличается от известных тем, что исследование проводится непрерывно без остановки скважины между режимами. На двух режимах, рабочем, при эксплуатации скважины в газосборный коллектор в начале испытаний, и с максимальным дебитом, достигают полной стабилизация замеряемых параметров.
Суть предлагаемого способа заключается в том, что при длительной работе скважины на рабочем режиме радиус контура питания стабилизируется и остается постоянным. Исследование на режимах с дебитом, отличным от рабочего, проводят в течение общего отрезка времени, который в 10-100 раз меньше времени работы скважины в газосборный коллектор и не оказывает существенного влияния на величину контура питания.
Коэффициент B определяют как тангенс угла наклона регрессионной прямой, проведенной по результатам замеров стабилизированных значений параметров, фиксируемых на двух режимах, при работе скважины в газосборный коллектор в начале исследования и с максимальным дебитом, построенной в координатах 
от Q(tCT). Коэффициенты a(tP) и aИС, которое равно A, определяют так же, как и при изохронном методе.
Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола, включающий замер рабочих параметров при длительной работе скважины в газосборный коллектор, замер параметров работы скважины на нескольких режимах одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами, однократную остановку скважины до полной стабилизации устьевого давления, замер пластового давления, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В, отличающийся тем, что исследование производят непрерывно, без остановки скважины между режимами, помимо режима соответствующего работе скважины в газосборный коллектор, на режиме с максимальным дебитом достигают полной стабилизации замеряемых параметров и определяют коэффициент фильтрационного сопротивления В по результатам замеров стабилизированных значений параметров, фиксируемых на двух режимах, с рабочим дебитом, соответствующим эксплуатации скважины в газосборный коллектор в начале исследования и с максимальным дебитом.
