Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов



Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов
Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов
Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов

 


Владельцы патента RU 2473803:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения. Согласно способу посредством геофизического оборудования на нескольких установившихся режимах работы газовой скважины с выдержкой скважины на каждом из режимов не менее 1-3 месяцев одновременно с измерением профилей давления и дебита в зоне притока дополнительно измеряют профиль температуры, после чего определяют температуру поступающего в ствол скважины газа из каждого работающего газового пласта и фиксируют забойное давление на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта. При этом после перевода скважины на следующий установившийся режим после измерения указанных параметров определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона для предыдущего установившегося режима по формуле. После чего с учетом полученного значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона по формулам определяют пластовые давление, температуру и фильтрационные коэффициенты. Технический результат заключается в повышении точности определения пластового давления и фильтрационных коэффициентов совместно работающих газовых пластов при сокращении количества исследований на скважинах, а также в обеспечении определения пластовой температуры каждого из работающих газовых пластов. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения.

Известен принятый за прототип способ определения фильтрационных коэффициентов путем построения индикаторной линии по координатам

и (где и - забойные давления соответственно на первом и втором установившихся режимах работы скважины, МПа; Q1 и Q2 - дебиты газа соответственно на первом и втором установившихся режимах работы скважины, тыс.м3/сут), которая точно воспроизводит стандартную индикаторную линию, построенную по координатам (где рпл и рз - соответственно пластовое и забойное давления, МПа; Q - дебит газовой скважины, тыс.м3/сут) и Q, и последующего расчета пластового давления как (см. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980 г., стр.122). Авторы указанного способа подчеркивают, что этот способ позволяет определить фильтрационные коэффициенты и пластовое давление каждого совместно работающего пласта, если измерены профили давления и дебита в зоне притока на 5-10 установившихся режимах исследуемой скважины (источник тот же, стр.267).

Недостатком данного способа является его исключительно высокая трудоемкость и стоимость проведения промыслово-геофизических работ и невозможность определить пластовую температуру.

Задачей заявленного изобретения является создание способа, при применении которого нивелируются недостатки прототипа.

Технический результат при применении заявленного способа проявляется в повышении точности определения пластового давления и фильтрационных коэффициентов совместно работающих газовых пластов при сокращении количества исследований на скважинах, а также в обеспечении определения пластовой температуры каждого из работающих газовых пластов.

Поставленная задача и технический результат при осуществлении способа определения основных параметров совместно работающих газовых пластов, включающего измерение посредством геофизического оборудования профилей давления и дебита в зоне притока на установившемся режиме работы скважины и обработку результатов измерений, решается и достигается тем, что на установившемся режиме одновременно с измерением профилей давления и дебита в зоне притока дополнительно измеряют профиль температуры, определяют температуру поступающего в ствол скважины газа (°C) из каждого работающего газового пласта и фиксируют забойное давление рз1 (МПа) на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта, после чего скважину переводят на второй установившийся по профилям давления и дебита режим, измеряют эти профили и профиль температуры, определяют температуру поступающего в ствол скважины газа (°C) из каждого работающего газового пласта, фиксируют забойное давление рз2 (МПа) на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта и определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε1 (°С/МПа) для первого установившегося режима каждого работающего газового пласта, как:

затем скважину выдерживают на втором установившемся режиме в течение одного - трех месяцев, снова измеряют профили температуры, давления и дебита, определяют (°C), фиксируют рз2 (МПа) и скважину переводят на третий режим, установившийся по профилям давления и дебита, измеряют эти профили и профиль температуры, рассчитывают значения (°C), фиксируют рз3 (МПа) и определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε2 (°С/МПа) для второго установившегося режима каждого работающего газового пласта, как:

после чего пластовое давление рпл (МПа) каждого работающего газового пласта определяют, как:

пластовую температуру tпл (°C) каждого работающего газового пласта определяют, как:

а фильтрационные коэффициенты определяют по известным формулам при известных рпл (МПа), рз (МПа), Q1 (тыс.м3/сут) и Q2 (тыс.м3/сут), а именно:

и

Предлагаемый способ определения рпл (МПа), tпл (°С), а и b каждого из совместно работающих пластов базируется на следующих известных теоретических положениях:

1. Температура поступающего в ствол скважины газа из пласта t* определяется из уравнения калориметрического смешивания, как (Гергедава Ш.К., Пантелеев Г.Ф., Левитский К.О., Кременецкий М.И. и Ипатов А.И. «Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами», М., 1991 г., стр.21):

где Qприт - дебит притока из пласта в ствол скважины, тыс.м3/сут;

tпод, Qпод - температура (°С) и дебит (тыс.м3/сут) газа, подходящего по стволу скважины к интервалу притока;

t, Q - температура (°С) и дебит (тыс.м3/сут) смеси газа после интервала притока (предполагается, что теплоемкости подходящего газа и газа из пласта практически одинаковы, интервалы притока и дренирования совпадают и не перекрыты насосно-компрессорными трубами).

2. Разность между пластовой температурой tпл (°C) и температурой поступающего в ствол скважины газа t* (°С) зависит от депрессии (рплз) и ε (°С/МПа) - эффективного коэффициента Джоуля-Томсона (источник тот же, стр.20):

где

Di - коэффициент Джоуля-Томсона для системы без теплообмена с окружающей средой, °С/МПа;

Q - дебит газа на установившемся режиме, тыс.м3/сут;

Ср - объемная теплоемкость газа, Дж/м3°С;

τ - время работы скважины на данном установившемся режиме, сут;

Ch - объемная теплоемкость пород-коллекторов, Дж/м3°С;

h - толщина дренируемого пласта, м;

Rк - радиус контура питания скважины, м;

Rc - радиус скважины, м.

Представим уравнение (2) для случая, когда скважина переводится с первоначального установившегося режима на второй режим, установившийся по профилям давления и дебита в зоне притока, в виде:

откуда:

Очевидно, что непосредственное использование уравнения (5) невозможно, поскольку неизвестно изменение (°С) во времени. В то же время предварительные расчеты по уравнению (3) показывают, что при переводе скважины с первого установившегося режима на второй значение d в течение нескольких часов практически не меняется (не более чем на 1% за 12 часов), т.е. ε12~0.

Тогда из (5) следует:

Аналогичный результат получается при представлении уравнения (2) для рассматриваемого случая в виде:

откуда:

и при ε12~0 из (9) получаем:

Уравнение (7) имеет ключевой характер, поскольку впервые позволяет определить текущее значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в дренируемом пласте по результатам измерения забойных параметров в зоне притока и решить ряд фундаментальных задач промысловой геофизики.

В частности, согласно уравнению (7) для определения текущего значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в дренируемом на установившемся режиме пласте измеряют профили дебита, давления и температуры в зоне притока, рассчитывают (°C) по (1), фиксируют значение рз1 (МПа), после чего переводят скважину на режим, например, пониженного отбора, установившегося по профилям дебита и давления, измеряют эти профили одновременно с текущим профилем температуры, рассчитывают (°С) и фиксируют рз2 (МПа), после чего рассчитывают эффективный коэффициент Джоуля-Томсона ε1, по (7), как:

Уравнение (7) позволяет определить так же и ε2, но только после выстойки скважины на втором режиме не менее 1-3 месяцев, когда разность (ε12) достигнет величины хотя бы 10-20% от ε1, что дает возможность рассчитать рпл (МПа) по (5) и tпл (°С) по (9) с допустимой погрешностью. Для этого, после достаточной выстойки скважины на втором режиме, замеряют (°С) и рз2 (МПа), скважину переводят на третий режим, например, восстанавливают первоначальный, и замеряют (°C) и рз3 (МПа), после чего рассчитывают текущее значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε2 как:

при условии, что (τ32)≤12 часов.

Для исследования изменений текущего значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона во времени, то есть, фактически, экспериментальной проверки уравнения (3), возвращают скважину на второй установившийся режим, после достаточной выстойки (τ40) повторяют замеры (°C) и рз2 (МПа), переводят скважину на четвертый установившийся режим, замеряют (°C) и рз4 (МПа) и рассчитывают текущее значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε2, как:

при условии, что (τ54)≤12 часов.

Следует отметить, что хотя изменение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε2 во времени приводит к изменению знаменателей в уравнениях (5) и (9), численные значения рпл (МПа) и tпл (°C) при этом остаются неизменными за счет соответствующих изменений ε2 и в числителях этих уравнений. Очевидным ограничением предельно допустимого времени выстойки скважины на втором установившемся режиме является время естественного падения рпл (МПа) в процессе разработки данного месторождения в пределах 1-2% от рпл(τ0) (МПа).

После определения рпл (МПа) по уравнению (5) значения фильтрационных коэффициентов а и b находят из системы известных уравнений для первого и второго установившихся режимов работы скважины:

по известным формулам:

Недостатком предлагаемого способа определения рпл (МПа), tпл (°C), а и b каждого из совместно работающих газовых пластов является длительность выстойки скважины на втором установившемся режиме, достигающая трех месяцев. Однако рассчитано, что суммарные затраты на недобор газа и проведение всего двух минимально необходимых комплексов промыслово-геофизических исследований не превысят затраты на проведение десяти таких комплексов, включающих недобор газа при изменении дебита в широких пределах для построения индикаторных линий в осях (рз1з2)/(Q2-Q1) и (Q1+Q2). В то же время значимость предлагаемого способа не вызывает сомнений, поскольку он, в сущности, открывает новое направление исследований в промысловой геофизике, включающее экспериментальное определение текущего значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в пласте, его эволюцию во времени для газовых пластов, работающих на установившемся режиме, определение пластового давления и фильтрационных коэффициентов этих пластов и, наконец, нахождение ранее недоступной достоверному определению пластовой температуры. В качестве примера технической реализации предлагаемого способа рассмотрим использование уравнений (5), (7) и (9) на математической модели установившегося отбора газа, поскольку реальный эксперимент с переходом с первого на второй режимы с последующей выстойкой скважины не проводился. Предположим, что известны основные параметры: рпл=14,715 (МПа); tпл=80°С; а=0,115; b=0,003; Q1=100 тыс.м3/сут; Q2=50 тыс.м3/сут; ε1=3,058°С/МПа; ε2=2,548°С/МПа, то есть можно рассчитать производные параметры, доступные измерению посредством геофизического оборудования при проведении стандартного комплекса промыслово-геофизических исследований:

;

;

;

;

;

Используя только эти параметры, находим:

;

Итак, теоретически показано, что при нетрадиционной компоновке известных уравнений падения температуры в дренируемом пласте в зависимости от депрессии для двух установившихся режимов скважины можно выразить пластовое давление и температуру как функции забойного давления, температуры притекающего из пласта в ствол скважины газа и разности текущих значений эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в пласте на обоих режимах, причем каждый из коэффициентов легко определяется как функция указанных параметров, если учесть высокую инерционность этого коэффициента во времени. При этом предложена последовательность скважинных измерений профилей давления, дебита и температуры в зоне притока исследуемой скважины, рекомендовано необходимое время выстойки скважины на втором установившемся режиме и даны расчетные формулы для определения пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов каждого из совместно работающих (дренируемых) пластов.

1. Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов, включающий измерение посредством геофизического оборудования профилей давления и дебита в зоне притока на установившемся режиме работы газовой скважины и обработку результатов измерений, отличающийся тем, что на установившемся режиме одновременно с измерением профилей давления и дебита в зоне притока дополнительно измеряют профиль температуры, определяют температуру поступающего в ствол скважины газа (°C) из каждого работающего газового пласта и фиксируют забойное давление рз1 (МПа) на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта, после чего скважину переводят на второй установившийся по профилям давления и дебита режим, измеряют эти профили и профиль температуры, определяют температуру поступающего в ствол скважины газа (°С) из каждого работающего газового пласта, фиксируют забойное давление рз2 (МПа) на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта и определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε1 (°С/МПа) для первого установившегося режима каждого работающего газового пласта, как: ; затем скважину выдерживают на втором установившемся режиме в течение одного - трех месяцев, снова измеряют профили температуры, давления и дебита, определяют (°С), фиксируют рз2 (МПа) и скважину переводят на третий режим, установившийся по профилям давления и дебита, измеряют эти профили и профиль температуры, рассчитывают значения (°C), фиксируют рз3 (МПа) и определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε2 (°С/МПа) для второго установившегося режима каждого работающего газового пласта, как: ; после чего пластовое давление рпл (МПа) каждого работающего газового пласта определяют, как:
пластовую температуру tпл (°С) каждого работающего газового пласта определяют, как: ; далее определяют фильтрационные коэффициенты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что фильтрационные коэффициенты определяют по известным формулам при известных рпл (МПа), р3 (МПа), Q1 (тыс.м3/сут) и Q2 (тыс.м3/сут), а именно: и



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для измерения давления бурового раствора в процессе бурения скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям.

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения. Аппаратура содержит термическую каротажную систему, выполненную в виде нагревателя, подключенного к источнику тока, термометра, соединенного выходом через усилитель с регистратором, и спускоподъемного устройства в виде лебедки с управляемым приводом, соединенного выходом с регистратором, а также кинематически связанного с лебедкой спускоподъемного устройства каротажного кабеля-троса, на конце которого закреплены друг над другом нагреватель и термометр. Дополнительно содержит блок управления, переключатель и скважинный профилемер с выходным прибором. При этом профилемер установлен на каротажном кабеле-тросе выше нагревателя, а его выход через выходной прибор подключен к блоку управления, выход которого через переключатель соединен или с управляющим входом источника тока нагревателя, или с управляющим входом управляемого привода лебедки спускоподъемного устройства. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин. Способ включает двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, и с последующим сопоставлением полученных термограмм. Сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствии в ней перетоков флюида. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч. за счет повышения скорости и достоверности мониторинга внутрискважинных параметров по всей длине скважины. Способ мониторинга внутрискважинных параметров, при котором с помощью источника лазерного излучения формируют заданной длительностью и частотой световой импульс, поступающий в оптоволоконный кабель, где по всей длине кабеля выделяют излучение рассеяния. Излучение рассеяния, поступающее в блок обработки, преобразуют в электрический сигнал и усиливают, затем из него выделяют полезный сигнал, поступающий на вход второго контроллера, где определяют частоту смещения полезного сигнала относительно частоты генерации источника лазерного излучения, а затем по ее значению вычисляют текущее значение параметра изменения давления, полученные данные сравнивают с заданными в первом контроллере, при отклонении от которых автоматически регулируют процесс добычи нефти в соответствии с изменением притока, определяемого путем непрерывного измерения изменения давления, в скважине управляют частотой вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления меньше заданной величины увеличивают частоту вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления больше заданным значением уменьшают. 5 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.-Нд.макс), где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м; Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. Техническим результатом является повышение точности измерения давления насыщения нефти газом. Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине включает замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. При этом дополнительно производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве. По данным замеров на каждый момент времени рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени. Фиксируют появление выделившегося свободного газа, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор. Определяют величину давления насыщения нефти газом, сопоставляя кривую изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент времени. 1 табл., 1 пр., 3 ил.
Наверх