Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин включает проведение газодинамических исследований скважин, обработку и анализ их результатов. При этом между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения. Определяют значения первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления. Проводят анализ динамики первой и второй главных компонент во времени. Строят графики их изменения во времени и делают вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне продуктивного пласта по пересечению кривых первой и второй главных компонент. Техническим результатом является повышение точности определения начала обводнения. 1 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.

Известен способ контроля за процессом обводнения газовых скважин путем проведения газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов с применением малогабаритного устройства, состоящего из сепаратора, расходомера и емкости для сбора отсепарированных примесей [А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.499].

Недостатком данного способа является необходимость проведения химических анализов для определения природы отсепарированной жидкости. Кроме того, значения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, которые получают в результате обработки газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов без анализа динамики этих коэффициентов во времени, не являются информативными с точки зрения поступления в залежь пластовых и подошвенных вод.

Известен способ контроля за процессом обводнения газовых скважин, включающий проведение стандартных газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, анализ динамики коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b во времени, построение графиков их изменения во времени, сравнение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b с предыдущими, вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления [Патент РФ 2202692 С2, 20.04.2003].

Недостатком данного способа являются сравнительно большие ошибки при определении даты поступления пластовых и/или подошвенных вод, что обусловлено большими интервалами времени между датами газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов.

Задачей предлагаемого технического решения является создание способа контроля за процессом обводнения газовых скважин, при котором повышается точность определения даты начала обводнения призабойной зоны пласта.

Технический результат достигается путем определения даты начала обводнения при работе газовой скважины в процессе ее нормальной эксплуатации на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения.

Цель изобретения - повышение точности при определении даты начала обводнения.

Поставленная цель достигается тем, что в способе контроля за процессом обводнения газовых скважин, включающем проведение газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов, обработку и анализ результатов газодинамических исследований, между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения, определяют значения первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, проводят анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, строят графики их изменения во времени и делают вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне продуктивного пласта по пересечению кривых первой и второй главных компонент.

Способ реализуется следующим образом. Между датами проведения гидродинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения.

Метод установившихся отборов предусматривает измерение дебита газа и забойного давления при нескольких (3-5) установившихся режимах эксплуатации скважины. Согласно Правилам разработки газовых месторождений такие исследования проводятся один раз в год (в начальный период разработки - два раза в год). Длительность этих исследований - несколько суток.

Весь остальной период в календарном году скважина работает на технологическом режиме, который предусмотрен проектом разработки газового месторождения.

На основании снимаемых в этот период данных по дебиту газа и забойного давления формируется многомерный сигнал, включающий ряд одномерных сигналов, показывающих изменение во времени

- забойного давления;

- дебита газа;

- первой производной дебита газа по времени;

- дебита газа в квадрате;

- первой производной дебита газа в квадрате по времени.

Проводится дискретизация каждого одномерного сигнала. Полученные последовательности чисел можно представить в виде матрицы:

где N - число одномерных сигналов;

М - длина последовательности.

Значения xij, приведенные в матрице, представляют собой m-ю производную случайной функции X(t), имеющей две составляющие: неслучайное воздействие, описываемое полиномом n-й степени

(где аK - любые постоянные коэффициенты), и возмущающее случайное воздействие, представляющее собой белый шум [Лифшиц Н.А., Пугачев В.Н. Вероятностный анализ систем автоматического управления. - T.1. - М.: Советское радио, 1963. - 896 с.].

При m=0 и n=1 имеет место нулевая производная. В этом случае, например, для первого столбца матрицы Х имеем

где Т - интервал памяти;

ti - числовые значения переменной интегрирования;

Δt - шаг дискретизации;

n1 - число шагов на интервале памяти Т.

При m=1 и n=1 имеет место первая производная. В этом случае, например, для третьего столбца имеем

Далее значения xij матрицы (1) нормируются. Для матрицы нормированных значений находится ковариационная матрица, на основании которой определяются матрица собственных чисел и матрица собственных векторов. Главные компоненты определяются собственными векторами, которые соответствуют наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, приведенных в матрице (1). Для выделения главных компонент, описывающих процесс без существенной потери информации, используются критерий Кайзера и критерий каменистой осыпи Кэттелла. Используя метод преобразования переменных можно ограничиться отбором только первых двух главных компонент. Тогда по мере увеличения числа шагов дискретизации при скользящем интервале памяти Т переход одного режима (в призабойной зоне нет воды) в другой режим (в призабойной зоне появилась вода) сопровождается пересечением первых двух главных компонент.

Пример конкретной реализации способа иллюстрируется материалами по эксплуатации газовой скважины Медвежьего месторождения. В таблице 1 представлены результаты замеров забойного давления и дебита газа с шагом дискретизации один месяц.

На основании данных таблицы 1 формируется многомерный сигнал, который состоит из пяти одномерных сигналов. В матрице

первый столбец представляет собой последовательность нулевых производных забойного давления при памяти 5 месяцев. Второй столбец - последовательность нулевых производных дебита газа, третий - последовательность первых производных дебита газа, четвертый и пятый столбцы - соответственно последовательности нулевой и первой производных дебита в квадрате.

После нормировки данных матрицы Х ее аналог примет вид

.

По зависимости значений собственных чисел от числа главных компонент определяем, что можно ограничиться отбором только первых двух главных компонент.

Значения первых двух главных компонент приведены в таблице 2.

Изменение первых двух главных компонент во времени представлено на рис.1. Из рисунка видно пересечение кривых первой и второй главных компонент, что свидетельствует о смене режима работы газовой скважины. В сентябре подтягивание подошвенных вод в призабойную зону пласта привело к существенному ухудшению работы скважины.

Применение предлагаемого способа позволит уточнить дату начала поступления пластовой воды в призабойную зону.

Таблица 1
Месяц Забойное давление, МПа Дебит газа, тыс.м3/сут
1 8,00 1020
2 7,99 1015
3 7,98 1020
4 7,97 1005
5 7,96 1015
6 7,95 1020
7 7,94 1015
8 7,93 1005
9 7,92 990
10 7,91 895
Таблица 2
Месяц Первая компонента Вторая компонента
1 1,3768 -1,0775
2 1,4164 -0,7093
3 1,0256 -0,5059
4 0,6933 -0,2729
5 0,4244 -0,0219
6 0,7759 0,4614
7 0,6613 0,7711
8 0,3599 1,0145
9 -1,0522 0,8440
10 -5,6816 -0,5035

Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин, включающий проведение газодинамических исследований скважин, обработку и анализ результатов газодинамических исследований скважин, отличающийся тем, что между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения, определяют значения первой и второй главных компонент, соответствующие наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, проводят анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, строят графики их изменения во времени и делают вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне продуктивного пласта по пересечению кривых первой и второй главных компонент.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты).

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано при контроле разработки нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выявлению скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды. .

Изобретение относится к области исследований скважин, в частности - для исследования действующих наклонных и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к фонтанной арматуре с расположенным в ней устройством для измерения дебита продукции скважины. .

Изобретение относится к технике измерения дебита нефтяных скважин. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического контроля скорости потока закачиваемых в скважину по напорной магистрали жидкостей.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, для подготовки, замера и учета продукции нефтяных скважин, и имеет целью повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти и воды с помощью глубинного плунжерного насоса. .

Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата. .

Изобретение относится к области исследований скважин, в частности - для исследования действующих наклонных и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано для выявления газогидратных пород в криолитозоне при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне.

Изобретение относится к области измерений давления бурового раствора в скважине. .

Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых и предназначено решить задачу изобарного картирования продуктивного пласта на произвольную календарную дату.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при изоляции зон водопритоков в скважинах. .

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений

Наверх