Завантажити PDF файл.

Формула / Реферат

1. Спосіб дослідження газових свердловин, який включає вимірювання початкових пластових тиску і температури, зниження вибійного тиску до величини, меншої пластового, вимірювання дебіту газу в процесі стабілізації режиму роботи свердловини, спостереження за відновленням вибійного тиску до величини пластового після зупинки роботи свердловини, який відрізняється тим, що після збудження припливу газу свердловину закривають в момент повного витіснення рідини із її стовбура, вимірюють тиск і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини на протязі всього періоду відновлення їх величин до статичних, а після продувки свердловини газом і відновлення вибійного тиску до величини пластового відпрацьовують один режим роботи свердловини, в процесі стабілізації якого до стаціонарного вимірюють температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини, а після досягнення стаціонарного стану припливу газу свердловину закривають і на протязі всього періоду відновлення вибійного тиску до пластового вимірюють температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини.

2. Спосіб за п.1, який відрізняється тим, що в процесі збудження припливу газу реєструють у часі інтенсивність витіснення рідини із свердловини і швидкість наростання тиску в затрубному просторі свердловини, а починаючи з моменту досягнення максимального значення першої похідної від величини тиску в затрубному просторі за часом і до повного витіснення рідини із стовбура свердловини інтенсивність витіснення рідини регулюють зміною гідравлічного опору на усті свердловини для забезпечення умови

де  - перша похідна від величини затрубного тиску за часом, Па/с;

q - інтенсивність витіснення рідини із свердловини, м3/с;

 - густина рідини, кг/м3;

- прискорення вільного падіння, м/с2;

S - площа поперечного перерізу внутрішньої порожнини насосно-компресорних труб, м2,

а в процесі продувки для очищення присвердловинної зони пласта і дослідження свердловини величину тиску в затрубному просторі свердловини підтримують рівною або більшою за величину мінімально допустимого тиску в затрубному просторі свердловини шляхом зміни площі прохідного каналу струменя газу, що виходить із свердловини, а величину мінімально допустимого тиску в затрубному просторі свердловини Pзатр.мін розраховують за формулою

де

 - мінімально допустима величина тиску в затрубному просторі свердловини, Па;

 - величина гірського тиску на глибині підошви продуктивного горизонту, Па;

 - максимальна механічна напруга в скелеті гірської породи продуктивного пласта за всю геологічну історію, Па;

e - основа натуральних логарифмів, дорівнює 2,718281829;

 - відносна густина газу до повітря, безрозмірна;

L - глибина підошви продуктивного пласта, м;

Zcp - середній коефіцієнт стисливості газу в затрубному просторі свердловини, безрозмірний;

Тср - середня термодинамічна температура в затрубному просторі свердловини, К.

Текст

1 Спосіб дослідження газових свердловин, який включає вимірювання початкових пластових тиску і температури, зниження вибійного тиску до величини, меншої пластового, вимірювання дебіту газу в процесі стабілізації режиму роботи свердловини, спостереження за відновленням вибійного тиску до величини пластового після зупинки роботи свердловини, який відрізняється тим, що після збудження припливу газу свердловину закривають в момент повного витіснення рідини із її стовбура, вимірюють тиск і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини на протязі всього періоду відновлення їх величин до статичних, а після продувки свердловини газом і відновлення вибійного тиску до величини пластового відпрацьовують один режим роботи свердловини, в процесі стабілізації якого до стаціонарного вимірюють температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини, а після досягнення стаціонарного стану припливу газу свердловину закривають і на протязі всього періоду відновлення вибійного тиску до пластового вимірюють температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини 2 Спосіб за п 1 , який відрізняється тим, що в процесі збудження припливу газу реєструють у часі інтенсивність витіснення рідини із свердловини і швидкість наростання тиску в затрубному просторі свердловини, а починаючи з моменту досягнення максимального значення першої похідної від величини тиску в затрубному просторі за часом і до повного витіснення рідини із стовбура свердловини інтенсивність витіснення рідини регулюють зміною гідравлічного опору на усті свердловини для забезпечення умови dR qpg затр dt dR затр dt - перша похідна від величини затруб ного тиску за часом, Па/с, q - інтенсивність витіснення рідини із свердловини, м3/с, р - густина рідини, кг/м3, g - прискорення вільного падіння, м/с2, S - площа поперечного перерізу внутрішньої порожнини насосно-компресорних труб, м , а в процесі продувки для очищення присвердловинної зони пласта і дослідження свердловини величину тиску в затрубному просторі свердловини підтримують рівною або більшою за величину мінімально допустимого тиску в затрубному просторі свердловини шляхом зміни площі прохідного каналу струменя газу, що виходить із свердловини, а величину мінімально допустимого тиску в затрубному просторі свердловини Рзатрнін розраховують за формулою затр мін v прськ "скмакс ) е в затрубному просторі свердловини, Па, - величина гірського тиску на глибині пі дошви продуктивного горизонту, Па, ^ск макс - максимальна механічна напруга в скелеті гірської породи продуктивного пласта за всю геологічну історію, Па, є - основа натуральних 2,718281829, 0,03415рІ_ S = О> -S "затр мін - мінімально допустима величина тиску •прськ О логарифмів, дорівнює ' ер р - відносна густина газу до повітря, безрозмірна, L - глибина підошви продуктивного пласта, м, Z cp - середній коефіцієнт стисливості газу в за ю З 51729 4 трубному просторі свердловини, безрозмірний, Тер - середня термодинамічна температура в за трубному просторі свердловини, К Винахід відноситься до галузі нафтогазовидобування, а саме до дослідження і експлуатації газових свердловин Відомо, ЩО початкові пластові тиск і температуру вимірюють після збудження припливу газу і проведення продувок свердловини газом із продуктивного пласта з метою очистки його при свердловинної зони (див , наприклад, "Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатних скважин", М , Недра, 1971, crop 17) [1] Відомо також, що при високих дебітах газу спостерігається винос абразивної роздрібненої гірської породи і пошкодження нею промислового обладнання, тому інструкцією [1] рекомендовано обмежувати дебіт газу (стор 17, 18) Робота [1] прийнята як аналог Недоліками аналога [1] є а) втрата геологічної інформації про величину початкового пластового тиску в умовах помітного його пониження після збудження припливу газу в газових покладах непромислової категорії, тобто в покладах з малими /непромисловими/ підземними запасами газу (див, наприклад, Н Ф Рязанцев, М Л Карнаухов, А Е Белов "Испытание скважин в процессе бурения" М , Недра, 1982, де на стор 277 наведено приклад випробування свердловини №253 Октябрської площі об'єднання Грознафта, в якій на протязі трьох циклів випробування свердловини випробувачем пластів пластовий тиск послідовно понижувався в процесі перших двох циклів з 61,8МПа до 58,8МПа, а на третьому циклі до53,6МПа) не менше шести стаціонарних режимів В процесі продувки свердловини і стабілізації режиму вимірюють дебіт газу і тиск на глибині вибою і в усті свердловини, а в процесі відновлення тиску вимірюють наростаючий тиск (див , наприклад, "Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатних пластов и скважин", М , Недра, 1980, стор 116, 117 [3]) Цей спосіб прийнятий як прототип Недоліками прототипу [3] є а) відсутність вимірювання температури по стовбуру свердловини в процесі стабілізації режиму і в процесі відновлення тиску до пластового утрудняє визначення дійсного сумарного припливу газу із продуктивного пласта, оскільки вимірюваний дебіт газу на поверхні не завжди дорівнює фактичному дебіту газу із пласта в даний момент, б) відпрацювання шести і більше стаціонарних режимів в процесі дослідження свердловини з середнім коефіцієнтом продуктивності в умовах відсутності газопроводу призводить до втрат газу при спалюванні його в факелі до 2млн м 3 і більше на одному досліджуваному об'єкті, що в переводі на еквівалент нафти рівнозначно спалюванню близько 2тис м3 нафти і більше В основу винаходу поставлено задачу розробки такого способу дослідження газових свердловин, який би забезпечив 1) підвищення вірогідності вимірювання початкових пластових тиску і температури , 2) збільшення обсягу одержуваної геологічної інформації з підвищеною точністю і спрощення керування величиною вибійного тиску для збереження величини початкових гідродинамічних параметрів в при свердловинній зоні продуктивного пласта в процесі дослідження і експлуатації газових свердловин, 3) скорочення витрат коштів і часу на дослідження газової свердловини, 4) скорочення втрат газу в процесі дослідження газової свердловини Задача вирішується завдяки тому, що для підвищення вірогідності вимірювання величини початкових пластових тиску і температури, після збудження припливу газу із продуктивного пласта свердловину закривають в момент повного витіснення рідини із и стовбура, і вимірюють тиск і температуру по стовбуру свердловини бід вибою до устя на протязі всього періоду відновлення тиску і температури до статичних значень Після відновлення статичних тиску і температури вимірюють початкові пластові тиск Р пл і температуру Тпл, а також статичні тиск і температуру по стовбуру свердловини На фігурі 1 в координатах (тиск Р пл час t) зображено зміну величини вибійного тиску Рвиб на всіх етапах починаючи зі збудження припливу газу і закінчуючи завершенням дослідження Зміна величини вибійного тиску в процесі збудження при б) обмеження дебіту газу не передбачає допустимої межі пониження тиску в затрубному просторі свердловини, тому пониження тиску нижче допустимого значення може призвести до повної або часткової втрати проникності в при свердловинній зоні продуктивного пласта Відомо, ЩО мінімальну величину вибійного тиску в процесі дослідження і експлуатації свердловин необхідно обмежувати значенням, що не менше різниці геостатичного тиску і максимальної механічної напруги в скелеті гірської породи за всю геологічну історію ("див , наприклад, Авторское свидетельство СССР №1502812 Способ воздействия на призабойную зону скважины [2] Робота [21 прийнята як другий аналог Недоліками аналога [2] є а) визначення мінімально допустимого вибійного тиску виходячи із величини геостатичного тиску вносить деколи похибку, оскільки гірський тиск може бути значно більшим і значно меншим геостатичного, б) обмеження величини саме вибійного тиску, а не затрубно-го в усті свердловини, вносить утруднення в оперативному вимірюванні вибійного тиску і своєчасному регулюванні його Відомо, ЩО ЗГІДНО ДІЮЧИМ інструкціям в процесі дослідження газових свердловин відпрацьовують 51729 пливу газу зображена ЛІНІЄЮ а, б (час від ti до ty, на якій точка а відповідає початку збудження припливу газу, а точна б - моменту повного витіснення рідини із свердловини і закриттю засувки для відновлення вибійного тиску до величини пластового гпл Зміна величини вибійного тиску в процесі відновлення його до величини пластового Р пл (див фіг 1) зображено ЛІНІЄЮ бв (час від Ь до t3) на якій точка б - початок відновлення тиску, а в - момент повного відновлення вибійного тиску до пластового Рпл Після вимірювання Р пл і Т пл свердловину продувають газом, що припливає із пласта, для очистки при свердловинної зони продуктивного пласта (ЛІНІЯ бг на фіг 1, час від t3, до U) Після завершення продувки свердловину закривають для повного відновлення вибійного тиску до величини пластового (ЛІНІЯ ГД на фіг 1, час від U до ts), потім відпрацьовують один стаціонарний режим роботи свердловини (ЛІНІЯ де, на фіг 1) Для скорочення витрат коштів і часу на дослідження свердловини і збільшення обсягу геологічної інформації на протязі всього періоду стабілізації режиму після запуску свердловини в роботу (ЛІНІЯ де, на фіг 1, час від ts до t6) вимірюють тем пературу на глибині вибою і по стовбуру свердловини, а після досягнення стаціонарного стану припливу газу свердловину закривають для спостереження за відновленням тиску в свердловині На протязі всього періоду відновлення тиску до пластового (ЛІНІЯ еє на ф і г 1 , час від t6, до Ь) вимірюють тиск і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини, після цього дослідження припиняють, а необмежену КІЛЬКІСТЬ стаціонарних режимів роботи свердловини, ефективну товщину продуктивного пласта, коефіцієнти пористості і проникності розраховують на основі результатів математичної обробки кривих стабілізації припливу газу і відновлення пластового тиску після зупинки роботи свердловини і застосовуючи функцію добутку ємності і провідності пласта F = ^m2h2 де F - функція добутку ємності і провідності пласта, м4, Ч* - параметр відношення коефіцієнта проникності продуктивного пласта К, до коефіцієнта пористості m того ж пласта, м2, m - коефіцієнт пористості продуктивного пласта, доля одиниці, h - ефективна товщина продуктивного пласта, м Для збереження величини початкових гідродинамічних параметрів в при-свердловинній зоні продуктивного пласта в процесі збудження припливу газу, продувки і стабілізації режиму роботи свердловини величину тиску в затрубному просторі свердловини підтримують на такому рівні, щоб величина вибійного тиску була рівною або більшою порівняно з величиною Рг (тут Рпрськ - гірський тиск на глибині підошви продуктивного пласта, Па, ^скнакс - максимальна механічна напруга в скелеті гірської породи за всю геологічну історію, Па) В процесі збудження припливу газу реєструють в часі інтенсивність витіснення рідини із свер дловини і швидкість наростання тиску в затрубному просторі свердловини Починаючи з моменту досягнення максимального значення першої похідної від величини тиску в затрубному просторі по часу і до повного витіснення рідини із стовбура свердловини інтенсивність витіснення рідини регулюють зміною гідравлічного опору в усті свердловини для забезпечення умови dP затр dt dP затр - перша похідна від величини затрубdt ного тиску по часу, Па/с, q - інтенсивність витіснення рідини із свердловини, м3/с, с, - густина рідини, кг/м3, q - прискорення вільного падіння, дорівнює 9,80665м/с2, S - площа поперечного перетину внутрішньої порожнини насосно-компресорних труб, м Величину мінімально допустимого тиску в затрубному просторі свердловини Рзатрмін, що забезпечує мінімально допустиму величину вибійного тиску, підтримують зміною площі прохідного каналу струменя газу, виходячого із свердловини, а величину мінімально допустимого тиску в затрубному просторі свердловини розраховують за формулою Р = ҐР " з а т р мін І.іпрськ гт ~\ * &S ^ с к макс) с де є - основа натуральних логарифмів, дорівнює 2,718281829, S = 0,03415^І_ *Т' е р •ер ^ - відносна густина газу по повітрю, безрозмірна, L - глибина підошви продуктивного пласта, м, zcp - середній коефіцієнт стисливості газу в затрубному просторі свердловини, безрозмірний, Тср - середня термодинамічна температура в затрубному просторі свердловини, К На фігурі 2 зміна мінімально допустимого вибійного тиску з глибиною зображена ЛІНІЄЮ 1, величина пластового тиску - ЛІНІЄЮ 2, а гірського тиску - ЛІНІЄЮ 3 Відстань по горизонталі між ЛІНІЯМИ 1 і 3 чисельно дорівнює максимальній механічній напрузі в скелеті гірської породи за всю геологічну історію ЛІНІЄЮ 4 зображена епюра тиску в затрубному просторі працюючої свердловини, що відповідає величині мінімально допустимого тиску в затрубному ПрОСТОрі СВерДЛОВИНИ (Рзатрмін В уСТІ СВЄРДловини) і мінімально допустимому вибійному тиску (Рвибнін на глибині підошви продуктивного пласта) У випадку пониження вибійного тиску до величини, що попадає в зону техногенного ущільнення гірських порід (зліва від епюри 1 на фіг 2), фільтраційні параметри продуктивного пласта погіршуються, особливо в при свердловинній зоні пласта ЛІНІЄЮ 5 зображена епюра тиску в затрубному просторі працюючої свердловини з мінімальним дебітом газу QMIH, ЯКИЙ ще забезпечує винос всієї рідини, що накопичується в вибої Таким чином, проміжок між двома епюрами 4 і 5 - це технолопч ний коридор, в межах якого режими роботи свердловини забезпечують збереження фільтраційних параметрів продуктивного пласта і винос рідини на поверхню із вибою свердловини Величина тиску в затрубному просторі свердловини від вибою до устя при досягненні стаціонарного стану припливу газу зображена епюрою 6, а статичний тиск при повному відновлені вибійного тиску до пластового - епюрою 7 Приклад здійснювання способу Експлуатаційний об'єкт газової свердловини в інтервалі 3925 - 3943м 3 Активний об'єм свердловини VCB = 64,576м Після вторинного розкриття пласта перфорацією проведена заміна бурового розчину на воду 3 закачуванням в свердловину 64,6м технічної води Після заміни бурового розчину на воду над 51729 8 лишковий тиск в усті свердловини Ру дорівнює 6 6 6,75 * 10 Па, а вибійний РВИб = Рт = 45,33* 10 Па (точка а на фіг 1) Відкриттям засувки на буфері свердловини збуджують приплив газу, і після повного витіснен3 ня рідини із свердловини (64,6м ) останню закривають для відновлення вибійного тиску до величини пластового На фіг 1 зміна величини вибійного тиску в процесі збудження припливу газу на протязі 7000 с зображена ЛІНІЄЮ аб, в процесі відновлення вибійного тиску до величини пластового на протязі 7000 с (ЛІНІЯ бв) вимірювали тиск і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини, і після досягнення стаціонарних значень вимірюваних величин вимірювання припинено Результати стаціонарних величин тиску і температури приведено в таблиці 1 Таблиця 1 Результати вимірювання стаціонарних величин тиску і температури в процесі відновлення тиску Глибина, м 10 1967 3934 Тиск, Па 35,74*10° 40,54*10° 45,33*10° Після завершення вимірювання тиску і температури свердловина запущена в роботу через штуцер діаметром 10мм для очистки при свердловинної зони пласта (продувка свердловини газом) Перед запуском свердловини в роботу для очистки при свердловинної зони продуктивного пласта розрахована мінімально допустима величина тиску в затрубному просторі свердловини, при якому зберігаються початкові природні параметри пласта Р3атРм,н = 21,19* 106Па Продувка проводилася притиску в затрубному просторі свердловини Рзатр = 30,59 * 106Па Таким чином, умова збереження початкових фільтраційних параметрів не порушена, адже 30,59 * 1 0 6 > 21,19 *10 6 В процесі продувки свердловини на протязі 93000 с (ЛІНІЯ ВГ) виміряна сумарний відбір газу, що склав 250тис м3, приведений до стандартних умов, після цього свердловину закрили до повного відновлення пластового тиску (ЛІНІЯ ГД на фіг1, час відновлення тиску 16000с) Після ПОВНОГО відновлення пластового тиску (Рпл - 45,33 * 106Па) свердловину запустили в роботу через штуцер діаметром 10мм В процесі стабілізації режиму на протязі 14000 с вимірювали дебіт газу, а також тиск і температуру по стовбуру свердловини від вибою до устя (ЛІНІЯ де, на фіг 1) Після досягнення стаціонарного стану припливу газу виміряна дебіт газу Qo = 2,8125м3/с, РВИбо 39,4 * 106Па, Р3атр = 30,59 * 106Па, температуру в усті свердловини і на глибині вибою 311К і 383К ВІДПОВІДНО Після відпрацювання стаціонарного режиму і проведення вимірювань свердловина закрита для спостереження за відновленням тиску в свердловині На протязі 16000 с вибійний тиск повністю Температура, К 285 334 383 відновився до величини пластвого, а температура по стовбуру свердловини досягла статичного значення Результати вимірювання приведені нижче Рст = 35,74 * 106Па, РПЛ1 = 45,33 * 106Па, Т уст = 285К, Т пл = 383К Після зупинки роботи свердловини за період від t6 до Ь в стовбурі свердловини накопичено V = 21580м3 газу В результаті математичної обробки кривих стабілізації припливу газу і відновлення пластового тиску відомими методами (інтегральний метод Е Б Чекалюка і метод І А Чарного) розраховані газопровідність при свердловинної і віддаленої зон продуктивного пласта Па*с ИУ1 I kh = 4252,10*10" ВІДПОВІДНО, 12 Па* с параметр п єзопровідності = 860565с -1 натуральний логарифм співвідношення радіуса контуру депресії свердловини до приведеного Rk радіуса свердловини I n — = 6,2593, приведений г п радіус свердловини гп = 0,1095м, коефіцієнт ЛІНІЙНОГО опору припливу газу до вибою свердловини а = 234,289 * 10 6 — - — , коефіцієнт інерційного м3/с опору припливу газу до вибою свердловини в = 230,21879 * 10 6 —^—, м /с коефіцієнт привибійної 5 1 7 2 9 закупорки пласта kh 2 = 0,99785 _ П, де Пз - коефіцієнт привибійної закупорки пласта, безрозмірний, k - коефіцієнт проникності продуктивного плас2 та, м , h - ефективна (проникна) товщина продуктивного пласта, м, ц, - динамічна в'язкість газу в пластових умовах, Па * с, х - коефіцієнт п'єзопровідності продуктивного 2 пласта, м /с, гп - приведений радіус свердловини, м, RK - радіус контуру депресії свердловини, м Підставляючи значення гп в рівняння -=- = гп 8,0565, розраховують коефіцієнт п'єзопровідності Х=0,0966м7с Підставляючи значення X = 0,0966м2/с, пластовий тису Р п л - 45,33 * 10 6 Па, динамічну в'язкість газу в пластових умовах ц, = 0,0264* 1 0 3 П а * с в формулу х = К j . ГпП 1 0 нарного режиму, коефіцієнта ЛІНІЙНОГО І інерційного опору припливу газу до вибою свердловини а і в необмежену КІЛЬКІСТЬ стаціонарних дебітів газу Q і ВІДПОВІДНИХ їм вибійних тисків Рвиб розраховано по двочленній формулі К і вирішуючи відносно m m розраховують параметр 4^=56,26* 10 1 5 м 2 З урахуванням величини вибійного тиску РВИб о, дебіту газу Q o фактично відпрацьованого стацю kh Помноживши — на динамічну вязкість газу в пластових умовах ц, визначаємо величину провідності пласта kh 12 3 15 3 Kh = 4252 * 10 0,0264 * 10 = 112,252810 м Поділивши kh на Ч-*, розраховуємо ємність пласта mh . 112,2528*10" mh = • 15 56,26*10" 15 И П П ( Г О = 1,9952м Розраховуємо функцію добутку ємності і провідності пласта F (парабола) F = 4 ^ * (mh) 2 = 5 6 , 2 6 * 10 1 5 * 1,9952 2 = 223,944 *10'V Використовуючи функцію F = 4 у * (mh) 2 , розраховано ефективну товщину продуктивного пласта h = 16,16м, коефіцієнти пористості m =0,123 і проникності к = 6,95* 1 0 1 5 м 2 Відношення Рпп 45,33*10 6 45,33*106 =1 Таким чином, газовий поклад відноситься до промислової категорії 11 51729 12 4 ЇХ Фіг. 1. m\ 'ao-F О Фіг. 2. гЬ h 20000 40000 60000 SDO OO i+c ifc IO O IOO ІО О 0OO 2 0 O І О О

Дивитися

Додаткова інформація

Назва патенту англійською

Method for gas wells investigation

Автори англійською

Matus Bohuslav Antonovych, Tokariev Viktor Petrovych, Klymenko Yurii Oleksandrovych

Назва патенту російською

Способ исследования газовых скважин

Автори російською

Матус Богуслав Антонович, Токарев Виктор Петрович, Клименко Юрий Александрович

МПК / Мітки

МПК: E21B 47/06

Мітки: свердловин, дослідження, газових, спосіб

Код посилання

<a href="https://ua.patents.su/6-51729-sposib-doslidzhennya-gazovikh-sverdlovin.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентів України">Спосіб дослідження газових свердловин</a>

Подібні патенти