RU2055179C1 - Method for determination of productivity factor of gas-condensate wells - Google Patents
Method for determination of productivity factor of gas-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2055179C1 RU2055179C1 RU93040945A RU93040945A RU2055179C1 RU 2055179 C1 RU2055179 C1 RU 2055179C1 RU 93040945 A RU93040945 A RU 93040945A RU 93040945 A RU93040945 A RU 93040945A RU 2055179 C1 RU2055179 C1 RU 2055179C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- coefficient
- wellhead
- bottomhole
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к промысловым исследованиям продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин. The invention relates to the gas industry, in particular to field research of the productive characteristics of gas and gas condensate wells.
Наиболее близким к изобретению является способ исследования на стационарных режимах фильтрации пластового газа, который заключается в измерении пластового давления, забойных давлений и дебитов исследуемой скважины на 5-6 стационарных режимах и последующим определении коэффициентов а и b из уравнения притока Р
Недостатком способа является невозможность применения данного способа в скважинах, работающих с минимальным дебитом, обеспечивающим вынос жидкости с забоя из-за того, что при изменении режима в таких скважинах нарушается принцип стационарности, лежащий в основе метода. The disadvantage of this method is the impossibility of using this method in wells operating with a minimum flow rate, ensuring the removal of fluid from the bottom due to the fact that when changing the mode in such wells, the principle of stationarity that underlies the method is violated.
Задачей изобретения является создания таких условий в реализации способа, которые бы позволили производить исследование газоконденсатных скважин преимущественно малодебитных. The objective of the invention is to create such conditions in the implementation of the method, which would allow the study of gas condensate wells mainly low production.
В таких газоконденсатных скважинах производить исследование на 5-6 стационарных режимах невозможно, что может существенно снизить точность измерения коэффициента продуктивности скважин, а в отдельных случаях определение коэффициента продуктивности малодебитных скважин становится невозможным. It is impossible to conduct research in 5-6 stationary modes in such gas condensate wells, which can significantly reduce the accuracy of measuring the productivity coefficient of wells, and in some cases it becomes impossible to determine the productivity coefficient of low-yield wells.
Сущность изобретения заключается в том, что способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин, включающий изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины и измерение устьевых и забойных параметров, при этом перед изменением режима фильтрации производят замер дебита устьевых и забойных давлений исследуемой скважины на технологическом режиме, а изменение режима фильтрации на нестационарный производят путем остановки скважины, при этом регистрируют кривую восстановления давления на устье и на забое скважины, а коэффициент продуктивности определяют в соответствии со следующими математически выражением:
a 0,889 • • ln (1) где βI- угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД), обработанный в координатах Р
Qо дебит скважины перед остановкой скважин для записи КВД, тыс·м3/сут;
0,889 коэффициент пропорциональности;
Rс радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м;
Rпр.з. радиус призабойной зоны, м, определяемый из соотношения
Rпр.з= (2)
κ- величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважин, м3/с;
tн.у. время восстановления начального участка КВД, с;
κ (3) где Vдр дренируемый объем, м3;
h эффективная толщина вскрытия интервалов, м;
tв время восстановления пластового давления, с;
π- коэффициент ≈3,14.The essence of the invention lies in the fact that the method of determining the coefficient of productivity of gas condensate wells, including changing the filtration mode at the bottom of the investigated well and measuring wellhead and bottomhole parameters, while before changing the filtration mode, measure the flow rate of wellhead and bottomhole pressure of the studied well in the technological mode, and changing the non-stationary filtration regimes are produced by stopping the well, while recording the pressure recovery curve at the wellhead and bottom hole important, and the coefficient of productivity is determined in accordance with the following mathematical expression:
a 0.889 • • ln (1) where β I is the angular coefficient determined by the straight-line portion of the pressure recovery curve (HPC) processed in
Q about the flow rate of the well before shutting down the wells for recording the pressure flow, thousand · m 3 / day;
0.889 coefficient of proportionality;
R c is the radius of the well along the inner diameter of the production string, m;
R pr.s. bottomhole radius, m, determined from the ratio
R pr.s. = (2)
κ is a value characterizing the rate of pressure recovery in the well drainage zone, m 3 / s;
t n.a. recovery time of the initial section of HPC, s;
κ (3) where V dr is the drained volume, m 3 ;
h is the effective thickness of the opening intervals, m;
t in the recovery reservoir pressure, with;
π- coefficient ≈3.14.
Изобретение является промышленно применимым, так как может быть использовано в промышленности, в частности газовой для промысловых исследований газоконденсатных скважин. The invention is industrially applicable, as it can be used in industry, in particular gas for field research of gas condensate wells.
Предлагаемый способ определения коэффициента продуктивности позволяет, регистрируя параметры на одном технологическом режиме скважины и путем перевода скважины на нестационарный режим фильтрации с последующей регистрацией кривой восстановления давления и обработкой данных по вышеприведенным зависимостям, определять коэффициенты продуктивности любой низкодебитной скважины. The proposed method for determining the productivity coefficient allows, by recording the parameters in one technological mode of the well and by transferring the well to an unsteady filtration mode with subsequent registration of the pressure recovery curve and processing the data from the above dependencies, determine the productivity coefficients of any low-production well.
На фиг. 1 приведена обработка кривой восстановления давления (КВД) в координатах Р
Линия 1 (фиг. 2) характеризует результаты исследований предлагаемым способом, линия 2 исследования на стационарных режимах фильтрации. Line 1 (Fig. 2) characterizes the research results of the proposed method,
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
В работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление Рз.о. и дебит Qо, затем останавливают скважину на устье и регистрируют КВД-кривую восстановления давления на забое во времени Рз(t)i до пластового Рпл.In a well operating at a technological mode, the bottomhole pressure P z.o. is measured. and flow rate Q about , then stop the well at the wellhead and register the HPC-curve of the pressure recovery at the bottom in time P s (t) i to the reservoir R pl .
После полного восстановления давления производят замер пластового давления Рпл.After the complete restoration of pressure, the formation pressure R pl is measured.
По полученным данным производят графическую обработку КВД в координатах Р
Затем определяем радиус призабойной зоны Rпр.з. по формуле
Rпр.з= где tн.у. время восстановления начального участка КВД, с;
κ- величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м2/с;
κ , где Vдр дренируемый объем, м3;
h эффективная толщина вскрытых интервалов, м;
tв время восстановления пластового давления, с;
π- коэффициент 3,14.Then we determine the radius of the bottomhole zone R pr.s. according to the formula
R pr.s. = where t n.o. recovery time of the initial section of HPC, s;
κ is the value characterizing the rate of pressure recovery in the well drainage zone, m 2 / s;
κ where V dr drained volume, m 3 ;
h is the effective thickness of the opened intervals, m;
t in the recovery reservoir pressure, with;
π- coefficient of 3.14.
Коэффициент фильтрационного сопротивления а определяют по формуле
a 0,889 • • ln , где 0,889 коэффициент пропорциональности;
βI- угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку КВД обработкой в координатах Р
Qо дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс.м3/сут;
Rс радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м;
Rпр.з. радиус призабойной зоны, м.The coefficient of filtration resistance a is determined by the formula
a 0.889 • • ln where 0.889 is the coefficient of proportionality;
β I - the angular coefficient determined by the straight section of the HPC by processing in
Q about the flow rate of the well before stopping to record the pressure-response pressure, thousand m 3 / day;
R c is the radius of the well along the inner diameter of the production string, m;
R pr.s. bottomhole radius, m
Затем, подставляя значение коэффициента а в уравнение притока Р
b где Рпл пластовое давление, МПа;
Рз.о. забойное давление перед остановкой скважины для записи КВД, МПа;
Qо дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс·м3/сут.Then, substituting the value of the coefficient a in the equation of the
b where R PL reservoir pressure, MPa;
R z.o. bottomhole pressure before shutting down the well to record the pressure drop, MPa;
Q about the flow rate of the well before stopping to record the pressure-response pressure, thousand · m 3 / day.
П р и м е р. Предлагаемый способ испытан на шестнадцати скважинах Вуктыльского, одной Югидского, Западно-Соплесского и Василковского месторождений и двух скважинах Печоро-Кожвинского месторождения. В табл. 1,2,3 и фиг. 1 и 2 в качестве примера представлены результаты промысловых исследований скв. 133-Вуктыл с помощью предлагаемого способа и на стационарных режимах фильтрации. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные по исследованию предлагаемым способом, составили
а 2,1 х 10-3 МПа2 сут/тыс.м3;
b 1,26 х 10-5 (МПа2 сут/тыс.м3)2.PRI me R. The proposed method was tested on sixteen wells of the Vuktylsky, one Yugidsky, West Soplesssky and Vasilkovsky fields and two wells of the Pechoro-Kozhvinsky field. In the table. 1,2,3 and FIG. 1 and 2 as an example, the results of field studies of wells are presented. 133-Vuktyl using the proposed method and in stationary filtration modes. The coefficients of filtration resistance, determined by the study of the proposed method, amounted to
a 2.1 x 10 -3 MPa 2 days / thousand m 3 ;
b 1.26 x 10 -5 (MPa 2 days / thousand m 3 ) 2 .
По результатам исследований на стационарных режимах фильтрации эти коэффициенты имеют значение
а 1,95 х 10-3 МПа2 сут/тыс.м3;
b 1,33 х 10-5 (МПа сут/тыс.м3)2.According to the results of studies on stationary filtration modes, these coefficients are significant
a 1.95 x 10 -3 MPa 2 days / thousand m 3 ;
b 1.33 x 10 -5 (MPa day / thousand m 3 ) 2 .
В таблице 4 представлены основные результаты определения коэффициента а и b по трем исследованным скважинам. Сравнение коэффициента фильтрационных сопротивлений, определенных предлагаемым способом, с результатами исследований на стационарных режимах фильтрации дает удовлетворительную сходимость. Table 4 presents the main results of determining the coefficient a and b for the three studied wells. Comparison of the filtration resistance coefficient determined by the proposed method with the results of studies on stationary filtration modes gives satisfactory convergence.
Изобретение в сравнении с прототипом позволяет определять коэффициенты продуктивности исследуемых скважин. The invention in comparison with the prototype allows you to determine the productivity coefficients of the studied wells.
Claims (1)
где β′ - угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД), обработанной в координатах P
Qо - дебит скважины перед остановкой скважины для записи КВД, тыс • м3/сут;
0,889 - коэффициент пропорциональности;
Rс - радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатациионной колонны, м;
Rп р . з - радиус призабойной зоны,
κ - величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м2/с;
tн . у - время восстановления начального участка КВД,
где Vд р - дренируемый объем, м;
h - эффективная толщина вскрытых интервалов, м;
tв - время восстановления пластового давления, с.METHOD FOR DETERMINING THE PRODUCTIVITY COEFFICIENT OF GAS-CONDENSATE WELLS, including changing the filtration mode at the bottom of the studied well and measuring wellhead and bottomhole parameters, characterized in that before changing the filtration mode, the flow rate, wellhead and bottomhole pressure of the studied well are measured in the process mode, and the mode of filtering is not produced by stopping the well, while recording the pressure recovery curve at the wellhead and at the bottom of the well, and the product coefficient the properties are determined in accordance with the following mathematical expression:
where β ′ is the angular coefficient determined by the straight-line section of the pressure recovery curve (HPC) processed in the coordinates P
Q about - well flow rate before shutting down the well to record the well pressure, thousand • m 3 / day;
0.889 - coefficient of proportionality;
R with - the radius of the well along the inner diameter of the exploitation of the column, m;
R f p. h - radius of the bottomhole zone,
κ is a value characterizing the rate of pressure recovery in the well drainage zone, m 2 / s;
t n. y is the recovery time of the initial section of the HPC,
where V d p - drained volume, m;
h is the effective thickness of the opened intervals, m;
t in - time of reservoir pressure recovery, s.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93040945A RU2055179C1 (en) | 1993-08-12 | 1993-08-12 | Method for determination of productivity factor of gas-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93040945A RU2055179C1 (en) | 1993-08-12 | 1993-08-12 | Method for determination of productivity factor of gas-condensate wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2055179C1 true RU2055179C1 (en) | 1996-02-27 |
Family
ID=20146500
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93040945A RU2055179C1 (en) | 1993-08-12 | 1993-08-12 | Method for determination of productivity factor of gas-condensate wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2055179C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011062474A1 (en) * | 2009-11-17 | 2011-05-26 | Petroliam Nasional Berhad | Enhanced dynamic well model for reservoir pressure determination |
RU2812730C1 (en) * | 2023-04-03 | 2024-02-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining filtration resistance coefficients of gas condensate well |
-
1993
- 1993-08-12 RU RU93040945A patent/RU2055179C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Зотов Г. А. и Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1981, с.118-122. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011062474A1 (en) * | 2009-11-17 | 2011-05-26 | Petroliam Nasional Berhad | Enhanced dynamic well model for reservoir pressure determination |
US9200511B2 (en) | 2009-11-17 | 2015-12-01 | Petroliam Nasional Berhad | Enhanced dynamic well model for reservoir pressure determination |
RU2812730C1 (en) * | 2023-04-03 | 2024-02-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining filtration resistance coefficients of gas condensate well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2324810C2 (en) | Method for determining dimensions of formation hydraulic fracture | |
RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
RU2179637C1 (en) | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization | |
RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
McCune | On-site testing to define injection-water quality requirements | |
RU2055179C1 (en) | Method for determination of productivity factor of gas-condensate wells | |
US10386215B2 (en) | Method for monitoring a flow using distributed acoustic sensing | |
RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
RU2289021C2 (en) | Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells | |
RU2189443C1 (en) | Method of determining well, bottom-hole zone and formation characteristics | |
RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
RU2067663C1 (en) | Method for studying gas wells with stationary modes of filtration | |
RU2067664C1 (en) | Method for studying gas wells with unsteady filtration | |
RU2069259C1 (en) | Method for development of oil pool | |
RU2799672C1 (en) | Method for monitoring gas well watering | |
SU1643709A1 (en) | Method for productivity testing of gas and gas-condensate wells | |
RU2716670C1 (en) | Method for assessment of efficiency of hydrochloric-acid treatment of well | |
RU2214505C1 (en) | Oil pool development method based on system detection of wells flooded with extraneous water, their repair and putting on production | |
RU2239700C2 (en) | Method for determining bed pressure | |
SU1099064A1 (en) | Method of evaluating yield of formation traversed by uncased hole when prospecting for minerals,oil and gas | |
RU2067171C1 (en) | Method for study of producing formation in natural pressure gas-lift well operation | |
RU93006030A (en) | METHOD FOR DETERMINING LEVEL OF LIQUID IN WELLS | |
SU933971A1 (en) | Method of determining formation pressure in gas wells | |
SU785472A1 (en) | Formation pressure measurement method |