Способ исследования продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин. Технический результат заключается в упрощении определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин. Способ включает замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости. После этого повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении. После чего определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта, пройденного первой горизонтальной скважиной, и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта, пройденного второй горизонтальной скважиной. Затем снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной. Определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом (ГРП) после затопления. Для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин.

Способ исследования пластов (Патент № 2398962 C1, МПК E21B47/10, E21B43/20, опубл. 10.09.2010 г., бюл. №25), включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, первичные трассерные исследования для выявления фильтрационных каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, с последующей их закупоркой изолирующим материалом, и продолжение закачки воды в нагнетательные скважины.

Недостатками данного способа являются необходимость закачки трассирующих агентов, которые увеличивают стоимость, а также невозможность определения продуктивности пласта по газу.

Способ разработки продуктивного пласта (Патент № 2151859 C1, МПК E21B43/16, E21B33/13, E21B47/00, опубл. 27.06.2000 г.), при разработке продуктивного пласта ведут закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта. В качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости.

Недостатками указанного способа являются необходимость закачки жидкости в продуктивный пласт и невозможность определения продуктивности пласта по газу.

Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении (Патент № 2078917 C1, МПК E21B43/22, опубл. 10.05.1997 г.) включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор продукции через добывающие скважины.

Недостатки данного способа заключаются в необходимости закачки водного раствора полимера, высокой стоимости, невозможности определения продуктивности пласта по газу.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин (Патент № 2243372 C1, МПК E21B47/00, опубл. 27.12.2004). В горизонтальной части скважины на колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, внутри которых размещают глубинные автономные приборы. Размещение на колонне насосно-компрессорных труб автономных глубинных приборов производят соответственно геофизическим характеристикам участков залежи.

Недостатки данного способа заключаются в необходимости использования дополнительного оборудования и, как следствие, высокой стоимости, невозможности определения продуктивности пластов по газу системы метаноугольных скважин.

Технический результат заключается в снижении стоимости выполнения работ и обеспечении возможности определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе исследования продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин, включающем замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости, математическую обработку результатов замеров по определению продуктивности пласта, согласно изобретению после указанных замеров повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении, определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта пройденного первой горизонтальной скважиной и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта пройденного второй горизонтальной скважиной, после чего снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной, определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с ГРП после затопления, для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебит газа горизонтальных скважин.

Способ исследования продуктивности угольных пластов поясняется чертежом, где изображена система метаноугольных скважин.

Способ исследования продуктивности угольных пластов 1, 2, 3 в системе метаноугольных скважин 4, 5, 6, например, представляющей собой вертикальную скважину 4, вскрывающую угольный пласт 1 с проведенным на нем гидроразрывом (ГРП) и пересекающую горизонтальные скважины 5, 6 вскрывающие угольный пласт 2, 3 их горизонтальными участками, осуществляют следующим образом.

Фиксируют дебит газа и значение затрубного давления газа в скважинах 4, 5, 6, значение динамического уровня пластовой жидкости в вертикальной скважине 4, который находится ниже пересечения стволов вертикальной 4 и горизонтальной 5 скважин.

После чего повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине 4 до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора, т.е. затопление пересечения горизонтальной части ствола скважины 5 и вертикальной скважины 4. Поддерживают достигнутый уровень пластовой жидкости по вертикали в скважинах 4, 5 при этом затрубное давление газа удерживают на начальном, зафиксированном ранее значении путем регулировки дроссельных задвижек. Определяют дебит газа горизонтальной скважины 5 на устье 8 и суммарный дебит газа скважин 6 и 4 на устьях 7, 9, что, как следствие, дает продуктивность угольного пласта 2 и суммарную продуктивность угольных пластов 1 и 3.

После чего повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине 4 до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора, т.е. затопление пересечения горизонтальной части ствола скважины 6 и вертикальной скважины 4. Поддерживают достигнутый уровень пластовой жидкости по вертикали в скважинах 4, 6, при этом затрубное давление газа удерживают на начальном, зафиксированном ранее, значении путем регулировки дроссельных задвижек. Определяют дебит газа скважин 4, 5, 6 на устьях 7, 8, 9 и, как следствие, получают продуктивность пласта 3 и остаточную продуктивность угольного пласта с ГРП 1 (после затопления).

Для определения продуктивности угольного пласта с ГРП 1 до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа скважины 4, 5, 6 отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин 5 и 6.

Для определения продуктивности угольных пластов при разных значениях затрубного давления газа после получения данных по продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин уровень жидкости понижается ниже пересечения горизонтальной скважины 5 и вертикальной скважины 4, и исследование проводится по приведенному выше алгоритму на давлении ниже первоначально зафиксированного с заданным шагом.

Пример осуществления способа. В системе метаноугольных скважин, представляющей собой одну вертикальную скважину, вскрывающую угольный пласт с ГРП (на глубине 800 м по вертикали) и две горизонтальные скважины, пересекающие ее (на глубинах по вертикали 750 м и 850 м по вертикали), дебит газа составил 5000 м3/сут при значении затрубного давления газа в скважинах - 14 атм. Значение динамического уровня пластовой жидкости по вертикали скважины - 900 м. Сначала повысили динамический уровень пластовой жидкости до значения 840 м по вертикали, обеспечивающего образование гидрозатвора. После стабилизации давления газа в затрубном пространстве скважин на значении 14 атм регулировкой дроссельных задвижек на устьях скважин дебит газа горизонтальной скважины составил 500 м3/сут, а суммарный дебит газа вертикальной скважины, вскрывающей угольных пласт с ГРП и горизонтальной скважины, залегающей на глубине 750 м составил 4500 м3/сут.

После чего повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения 740 м, обеспечивающего образование гидрозатвора. После стабилизации давления газа в затрубном пространстве скважин на значении 14 атм. регулировкой дроссельных задвижек на устьях скважин. Дебит газа на устье горизонтальной скважины, залегающей на глубине 850 м из-за полного затопления ее горизонтального участка пройденного по угольному пласту составил 0 м3/сут, дебит газа на устье горизонтальной скважины залегающей на глубине 750 м составил 4000 м3/сут, а дебит газа вертикальной скважины составил 400 м3/сут.

Для определения продуктивности угольного пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа скважины 5000 м3/сут отняли полученный дебит газа горизонтальных скважин (500 м3/сут и 4000 м3/сут) и получили дебит 500 м3/сут, при этом отличие от полученного дебита вертикальной скважины (400 м3/сут) обусловлено подтоплением пласта с ГРП.


Способ исследования продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин, включающий замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости, математическую обработку результатов замеров по определению продуктивности пласта, отличающийся тем, что после указанных замеров повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении, определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта, пройденного первой горизонтальной скважиной, и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом, и угольного пласта, пройденного второй горизонтальной скважиной, после чего снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной, определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины, и остаточную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом (ГРП) после затопления, для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебит газа горизонтальных скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений.

Изобретение относится к обработке скважин и разработке месторождений и, в частности, системе и способу интерпретации дебита потока во время скважинной обработки. Технический результат заключается в эффективности стимуляционной обработки за счет получения знаний о распределении потока на рабочем интервале в режиме реального времени.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Технический результат заключается в увеличении точности оценки моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Способ содержит идентификацию данных отслеживания линии тока; вычисление среднего времени пробега линии тока в каждой ячейке сети на основании данных отслеживания линии тока; идентификацию кратчайшей или быстрейшей линии тока для добывающей скважины, используя среднее время пробега линии тока в каждой ячейке сети; вычисление среднего времени пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока через каждую пересекаемую ячейку сети, используя процессор вычислительной машины; оценку момента прорыва флюида в добывающей скважине, используя данные моделирования распространения флюида и среднее время пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 13 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи. Технический результат - исключение преждевременного поступления пластовой воды в продукцию скважины, минимизация обводнения продукции, увеличение коэффициента извлечения газа в целом, а также увеличение зоны отбора газа эксплуатационных скважин. Способ включает оценку по каждой скважине паровой фазы, скорости и дебита газовой фазы, отбор капельной воды, оценку капельной воды - пластовая, конденсационная или техногенная. Выделяют скважины, подлежащие пошаговому регулированию, которое проводят на основании превышения оценочных значений паровой фазы и их расчетных значений по аналитическому выражению. Пошаговому регулированию подлежат скважины с замеренными - текущими значениями паровой фазы, превышающими расчетные их значения для соответствующих термобарических условий. При получении текущего значения паровой фазы, соответствующего расчетным пластовым термобарическим условиям, скважину оставляют в подобранном режиме работы до первых зимних отборов с обеспечением оттеснения воды пропорционально давлению газа. В качестве инструмента пошагового регулирования принимают дискретное изменение депрессии на скважину, лежащее в пределах 5-20% от величины депрессии зимних отборов, проводимое в 3-5 этапов. Регулирование режимов проводят во время летних отборов с обязательным влагометрическим контролем каждого этапа. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Сущность изобретения: по первому варианту на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора. Внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой. В нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой. Выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон, в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком. Нижняя часть каплеотбойника через задвижки соединена с общей измерительной линией, а верхняя часть - непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. По второму варианту внутри каплеотбойника в его верхней части установлен плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, в средней части - гидроциклон, кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, а нижняя часть каплеотбойника через трубу и задвижки соединена со сборным коллектором. Верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения. Обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения: B=ρЖ - ρH / ρB-ρH, где ρЖ - плотность жидкости, ρH - плотность нефти, ρB - плотность воды. Использование предлагаемого способа позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения. 1 ил.

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте. Система и способ может использоваться для отображения фактической скорости текучей среды или пропорциональной скорости текучей среды для соответствующей линии тока при заранее определенных временных шагах приращения. Технически результат - улучшение визуализации без необходимости в цветовой схеме или таблице. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения значений расходных параметров газоконденсатных скважин за счет обеспечения контроля результатов измерения и повышения надежности их корректировки. Способ включает непрерывное одновременное измерение объемного расхода газоконденсатной смеси в основном измерительном и дополнительном трубопроводах. Расчет покомпонентного расхода по газу и газовому конденсату и измерение объемных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора в дополнительном трубопроводе. Сравнение для каждого временного отсчета значений измеренных расходов со значениями расчетных параметров и установку на основании статистических критериев равноточности и совместимости сравниваемых параметров. При подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют средние значения расходов в основном и дополнительном трубопроводах, сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора со средним расходом на его входе, и если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают средние значения расходов по газу и конденсату в обоих трубопроводах, и если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату в дополнительном трубопроводе. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование. Способ включает замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду. Причем избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта. Для поиска скважин с ЗКЦ используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины и текущих значений водонасыщенности пласта в ее интервале вскрытия. Используется расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности, причем текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия каждой скважины рассчитывается в математической или в гидродинамической модели залежи. Проблемными скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на графической корреляции выше кривой приемлемой обводненности. 2 з.п. ф-лы, 1 ил, 1 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания. Для контроля процесса обводнения используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определяют среднеквадратичные отклонения температуры и давления при разных режимах работы скважины и их сравнивают. Начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и . По результатам ежедневного замера давления и температуры на устье нормально работающих скважин за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и , которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления и наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий , , диагностируют начало обводнения скважины. Анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий , , диагностируют самозадавливание скважины. 3 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения. Предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; эхолот для измерения кривой восстановления уровня; пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. При этом система выполнена с возможностью: если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине. 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин. Технический результат заключается в упрощении определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин. Способ включает замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости. После этого повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении. После чего определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта, пройденного первой горизонтальной скважиной, и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта, пройденного второй горизонтальной скважиной. Затем снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной. Определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом после затопления. Для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин. 1 ил.

Наверх