Спосіб дослідження високопродуктивних газових та газоконденсатних свердловин при нестаціонарному режимі фільтрації

Реферат: UA 121860 U UA 121860 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до способів дослідження при роботі розвідувальних і експлуатаційних газових та газоконденсатних свердловин. Вона може бути використана для дослідження свердловин у випадку нестаціонарного режиму фільтрації, що є характерним для високодебітних свердловин, при зупинці роботи яких тиск відновлюється практично миттєво. На даний момент способу (технології) дослідження високопродуктивних газових та газоконденсатних свердловин, які характеризуються нестаціонарною фільтрацією пластового флюїду, у вітчизняній та світовій практиці не існує. Існує лише підхід, який полягає в штучному сповільненні припливу газу чи газоконденсату до вибою свердловини протягом довгочасного періоду за рахунок застосування регулювального штуцера перед діафрагмовим вимірювачем критичної течії з реєстрацією протягом всього періоду дослідження буферного, затрубного та вибійного тисків, а також затухаючого дебіту пластового флюїду, викладений в "Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин" - М.: Недра, 1971. - 208 с. На основі отриманих фактичних даних наведено метод оброблення такої штучно сповільненої кривої відновлення тиску (КВТ). Недоліками наведеного підходу до дослідження високопродуктивних газових та газоконденсатних свердловин в режимі нестаціонарної фільтрації є: штучне сповільнення швидкості відновлення тиску при знятті КВТ (розтягування процесу в часі), що вступає в протиріччя з природною швидкістю даного процесу; штучне сповільнення швидкості відновлення тиску (спостереження за відновленням тиску в умовах випуску газу із свердловини) рівнозначно заміні активного об'єму свердловини Vc (стала величина) на величину ( Vc  V) , яка є явно нереальною величиною, набагато більшою порівняно з Vc , що в кінцевому результаті може стати причиною суттєвих похибок у процесі інтерпретації отриманих даних дослідження; порівняно незначний обсяг отримуваної геологічної інформації (в результаті оброблення кривої відновлення пластового тиску можливо отримати 7-8 параметрів досліджуваного пласта). Оскільки інших підходів чи способів дослідження високодебітних газових та газоконденсатних свердловин у вітчизняній та світовій практиці не існує, то вказаний підхід прийнято за прототип. В основу корисної моделі поставлено задачу розробити спосіб дослідження високопродуктивних газових та газоконденсатних свердловин, який би забезпечив: збереження зміни швидкості природного процесу відновлення тиску в свердловині при знятті КВТ після зупинки її роботи та забезпечення її вимірювання; в усіх випадках запуск свердловини в роботу в процесі дослідження тільки із статичного стану; виконання реєстрації зміни тиску і часу в реальних умовах швидкісного режиму, забезпечуючи одночасність реєстрації пари тиск-час; скорочення витрат часу, а отже і коштів на дослідження газової чи газоконденсатної свердловини за рахунок дослідження її лише на одному нестаціонарному режимі, що включає зняття кривої припливу та кривої відновлення тиску; збільшення в кілька разів обсягу отримуваної геологічної інформації з підвищеною точністю за рахунок виключення наближених методів знаходження параметрів, які підлягають визначенню при інтерпретації. Технічний результат, що заявляється: створення способу дослідження, який забезпечує збереження його природного стану та забезпечує вихідні дані для інтерпретації і служить базою для методики аналітичного розрахунку значної кількості газогідродинамічних параметрів підрахунку, що підвищує їх точність. Спільне з найближчим аналогом є: відпрацювання щонайменше одного режиму дослідження, який складається з роботи свердловини на режимі з досягненням його повної стабілізації та закриття свердловини для зняття кривої відновлення тиску. Відмінними від найближчого аналога є: збереження природної швидкості процесу роботи свердловини під час зняття кривої припливу та кривої відновлення тиску після припинення роботи свердловини; відпрацьовується лише один режим дослідження; практично всі газогідродинамічні параметри розраховуються аналітично, що мінімізує вихідні дані та підвищує точність; збільшується кількість розрахованих параметрів у кілька разів; скорочується час на дослідження та на інтерпретацію отриманих даних. Поставлена задача вирішується тим, що дослідження високопродуктивних газових та газоконденсатних свердловин в умовах нестаціонарної фільтрації, згідно з корисною моделлю, 1 UA 121860 U 5 10 15 20 25 30 35 здійснюють лише на одному режимі таким чином, що після збудження припливу газу чи газоконденсату з пласта вимірюють зміну тиску і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини аж до досягнення стаціонарного стану припливу, після чого свердловину закривають для спостереження за відновленням тиску в свердловині та вимірюють тиск і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини, далі дослідження припиняють, а бажану кількість режимів дослідження свердловини та всі газогідродинамічні параметри пласта розраховують, виходячи з результатів математичного оброблення кривої відновлення пластового тиску та з застосуванням функції добутку ємності і провідності пласта або ж функції добутку його ємності і проникності. На кресленні в координатах (тиск Pпл , час t ) наведено зміну величини вибійного тиску Pвиб на всіх етапах дослідження, починаючи зі збудження припливу і закінчуючи завершенням дослідження. В процесі збудження припливу зміна величини вибійного тиску (протягом часу від t1 , до t 2 ) показана лінією а , б . Точка а відповідає початку збудження припливу і відпрацювання робочого режиму, а точка б - моменту закриття засувки для початку відновлення вибійного тиску в свердловині. Протягом часу від t 2 до t 3 зміна вибійного тиску Pвиб в процесі його відновлення зображена лінією б , в , причому точка б відповідає початку відновлення тиску, а точка в моменту повного відновлення вибійного тиску до величини пластового Pпл . Для скорочення втрат часу і коштів на дослідження свердловини і збільшення обсягу геологічної інформації протягом закритого періоду (відновлення вибійного тиску до пластового), (лінія б , в на кресленні) вимірюють в часі тиски: вибійний Pвиб , буферний Pбуф і затрубний, а також зміну температури по стовбуру свердловини. Після цього дослідження припиняють, а газогідродинамічні параметри досліджуваного пласта і потрібну кількість режимів роботи свердловини розраховують аналітично, використовуючи відомі методи оброблення кривих припливу та відновлення пластового тиску (КВТ). Реєстрація пари тиск-час повинна відбуватися одночасно і в швидкісному режимі. Відкриття свердловини для реєстрації її роботи на режимі та її закриття для зняття кривої відновлення тиску повинні відбуватися миттєво. Крім цього запуск свердловини в роботу повинен відбуватися із статичного стану. У випадку вказаного способу дослідження, криву відновлення тиску в газовій чи газоконденсатній свердловині обробляють методом Ю.П. Борисова, крім того кінцеву ділянку КВТ - згідно з "Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин". - М.: Недра, 1980. Пластовий тиск вимірюють на вибої, коли свердловина знаходиться у статичному стані або визначають шляхом оброблення КВТ (згідно з "Руководством по исследованию скважин". - М.: Наука, 1995) при наступних умовах: якщо час роботи свердловини T перед зупинкою менший в 20 разів часу t , необхідного для повного відновлення тиску, тобто T  20t , то використовуються розрахункові формули, виведені для свердловини, розташованої в центрі "нескінченого" кругового пласта. При цьому екстраполяція прямолінійної ділянки КВТ, обробленої координатах Pвиб 2 (t ) від lg T  t до t 40 координати Pвиб 2 (t ) , дозволяє відсікати на осі Pвиб 2 (t ) відрізок, рівний Pпл 2 ( t ) ; 45 якщо час роботи свердловини до зупинки T перевищує більше, ніж в 20 разів час, необхідний для відновлення тиску t , тобто T  20t , то використовується розрахункова формула, виведена для свердловини, розташованої в центрі "нескінченого" кругового пласта, але без урахування T . При цьому екстраполяція прямолінійної ділянки КВТ, оброблена в координатах Pвиб 2 ( t ) від lg t до координати lgt  lgT , дозволяє визначити пластовий тиск за формулою Pпл 2  Pвиб 2 ( t )  0,3 , де  - тангенс кута нахилу прямолінійної ділянки КВТ, побудованої в координатах Pвиб 2 (t ) від lg t . Величину пластового тиску Pпл можна отримати також, обробивши криву припливу універсальним методом Е.Б. Чекалюка. За даними результатів оброблення кривої відновлення 50 пластового тиску методом Ю.П. Борисова визначають газопровідність присвердловинної  kh        1 та віддаленої зони:  kh  , де k - коефіцієнт проникності пласта, м ; h - ефективна товщина       2 2 2 UA 121860 U продуктивного пласта, м;  - динамічна в'язкість газу чи газоконденсату в пластових умовах,  kh      Па  с . Знаходять коефіцієнт привибійного закупорювання пласта П     2 . з  kh        1 Розраховують комплексні параметри п'єзопровідності методом Е.Б. Чекалюка) та æ Rк 5 æ rn2 завдяки обробленню КВТ   (завдяки обробленню КВТ в координатах ln Pпл 2  Pвиб 2 ( t ) від t ), 2 де æ - п'єзопровідність пласта, rn - зведений радіус свердловини, R к - радіус контуру дренування. Використовуючи їх, визначають значення коефіцієнта А лінійного опору рівняння Rк rn припливу за формулою A   kh  2      2 ln а отже і коефіцієнт B , вирішуючи рівняння припливу відносно В. Таким чином, отримують рівняння припливу пластового флюїду до вибою свердловини 10 Pпл 2  Pвиб 2  AQ  BQ2 . 2Pаm R n  Пз lnrc  (Пз  1) ln к r  n Знаходять зведений радіус свердловини rn  Пз en , де   , rc - радіус свердловини по долоту.   Визначають коефіцієнт п'єзопровідності, підставляючи в формулу для комплексного параметра п'єзопровідності æ rn 15 2 величину зведеного радіуса. За формулою   k  æ   пл m Pпл визначають параметр відношення проникності до пористості, де пл - динамічна в'язкість газу в пластових умовах, m -пористість, k - коефіцієнт проникності, Pпл - пластовий тиск, m - пористість. Провідність пласта визначають, помноживши газопровідність на динамічну в'язкість. Ємність пласта розраховують наступним чином: mh  kh mh. Знаходять інформативний  параметр x 0 за формулою x 0 * * kh . Будують графічну залежність F  kh  mh від mh (для газу)  2 та 2x 0 *k  f (mk) (для газоконденсату), обробляючи першу криву знаходять ефективну товщину 20 dF dF 1 , де - перша  d(m  h) d(m  h) k (m1  m2 ) m 3 похідна від функції F по mh в точці максимуму функції, м ; m1, m2 - межа найменшої (можливої) газонасиченого пласта h за наступною формулою: h  і найбільшої (можливої) пористості для даного продуктивного пласта, частка одиниці. A , обробляючи інформативну ділянку другої залежності, знаходять tg  h . Визначивши ефективну 2 25 потужність пласта h , розраховують проникність пласта k , поділивши комплексний параметр провідності на ефективну потужність пласта та пористість пласта, поділивши ємність на ефективну потужність. Скін-ефект визначають за визначенням S  ln rc , де S - скін-ефект. rn Середній діаметр пор продуктивного пласта розраховують за формулою dср  32 , що дає 6 можливість розрахувати також параметр макрошорсткості l  1 , причому *  63  10 3/2 * 30 k   m і є структурним коефіцієнтом звивистості і непостійного перетину порових каналів, m - коефіцієнт 6 пористості продуктивного пласта, частка одиниці, 6310 - кореляція A.I Ширковського (Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.; Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984). Функція добутку ємності 3 UA 121860 U і провідності знаходиться з виразу F  (mh)2 , а функція добутку ємності і проникності - f  2x 0 *k . Знаходять відношення об'єму продукції в атмосферних умовах до об'єму її в пластових умовах Vаm . Vпл 5 10 15 Таким чином, в результаті дослідження газової чи газоконденсатної свердловини при нестаціонарному режимі фільтрації, який складається з двох нестаціонарних процесів: зняття зміни дебіту і тиску після пуску свердловини в роботу аж до досягнення стабілізації тиску і дебіту, та зняття КВТ після зупинки свердловини, в результаті математичної інтерпретації отриманих при цьому даних, визначаються наступні параметри продуктивного пласта: 1. Пластовий тиск Pпл (вимірюванням чи аналітично); 2. Пластова температура на глибині дослідження Тпл ; 3. Газопровідність віддаленої зони пласта (аналітично); 4. Газопровідність присвердловинної зони пласта (аналітично); 5. Коефіцієнт привибійної закупорки пласта П з (аналітично); 6. Вибійний тиск Pвиб для даного Q0 (аналітично); 7. Коефіцієнт лінійного опору рівняння припливу A (аналітично); 8. Коефіцієнт інерційного опору рівняння припливу B (аналітично); 2 2 9. Рівняння припливу Pпл  Pвиб  AQ  BQ2 (аналітично); 2Pаm 20 10. Параметр провідності пласта kh (аналітично); 11. Коефіцієнт п'єзопровідності пласта æ (аналітично); 12. Зведений радіус свердловини rn (аналітично); 13. Радіус контуру дренування свердловини R к (аналітично); 14. Коефіцієнт продуктивності пласта К n  1 (аналітично); A 15. Показник якості розкриття пласта S (скін-ефект) (аналітично); 16. Комплексний параметр відношення проникності пласта до його пористості   k m 25 30 (аналітично); 17. Коефіцієнт проникності k продуктивного пласта (аналітично); 18. Ємність пласта mh (аналітично); 19. Функція F добутку ємності mh , і провідності kh (аналітично); 20. Інформативний параметр x 0 * (аналітично); 21. Коефіцієнт пористості продуктивного пласта m (аналітично); 22. Функція добутку ємності і проникності пласта f  2x 0 *k (аналітично); 23. Відношення об'єму флюїду в атмосферних умовах до об'єму тієї ж маси в пластових умовах Vаm (аналітично); Vпл 35 24. Середній діаметр пор продуктивного пласта dср  32 (аналітично); 25. Коефіцієнт макрошорсткості l (аналітично). ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 40 45 Спосіб дослідження високопродуктивних газових та газоконденсатних свердловин при нестаціонарному режимі фільтрації, який відрізняється тим, що дослідження здійснюють лише на одному режимі таким чином, що після збудження припливу газу чи газоконденсату з пласта вимірюють зміну тиску і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини аж до досягнення стаціонарного стану припливу, після чого свердловину закривають для спостереження за відновленням тиску в свердловині та вимірюють тиск і температуру на глибині вибою і по стовбуру свердловини, далі дослідження припиняють, а бажану кількість режимів дослідження свердловини та всі газогідродинамічні параметри пласта розраховують, виходячи з результатів математичного оброблення кривої відновлення пластового тиску та з застосуванням функції добутку ємності і провідності пласта або ж функції добутку його ємності і проникності. 4 UA 121860 U Комп’ютерна верстка О. Гергіль Міністерство економічного розвитку і торгівлі України, вул. М. Грушевського, 12/2, м. Київ, 01008, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5