RU2125151C1 - Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для выбора оптимальной производительности скважин в нем при разработке газоконденсатных месторождений. Способ заключается в испытании скважин, при которых измеряют дебит газа пластовое давление Р_пл и забойное давление Р_з в скважине. Испытания скважин проводят, начиная с минимально возможных дебитов в сторону увеличения. Приток газа к забою скважины определяют по приведенной математической формуле, учитывающей коэффициент проницаемости, газоотдающую толщину пласта, пластовую и стандартную температуру, коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях, динамическую вязкость газа в пластовых условиях, давление при стандартных условиях, радиус контура питания и радиус скважины. Энергосберегающий дебит рассчитывают также по приведенному условию с учетом дебита скважины, единичной функции, равной 0 при Q ≤ Q_о и равной 1 при Q > Q_о, коэффициента, характеризующего геометрию поровых каналов и плотность газа при стандартных условиях.

Description

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при определении параметров пласта и выбора оптимальной производительности скважин в нем при разработке газоконденсатных месторождений.

Известен способ определения дебита скважин и запасов продуктивного пласта (патент США 5337821, кл. Е 21 В 43/00, 1994), при котором специальный инструмент опускают на кабеле в скважину на заданную глубину и измеряют пластовое давление и расход газа. По полученным данным судят о запасах продуктивного пласта.

Однако известный способ не позволяет определять параметры газоносного пласта и выбирать оптимальный энергосберегающий дебит пробуренных в нем скважин.

Известен способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин, заключающийся в испытании скважин, при которых измеряют дебит газа, пластовое давление Р_пл и забойное давление Р_з в скважине, а параметры газоносного пласта определяют по формуле с учетом указанных величин.

Однако известный способ не позволяет определить энергосберегающий дебит скважин и осуществлять прогноз технологического режима их работы (см. SU 1025878, кл. Е 21 В 47/10, 30.06.83).

Технический результат изобретения заключается в возможности определения по результатам исследования скважин определять параметры газоносного пласта и выбирать оптимальный энергосберегающий режим эксплуатации.

Сущность предлагаемого способа заключается в определении параметров газоносного пласта и энергосберегающего дебита пробуренных в нем скважин по результатам испытаний скважин, при которых измеряют дебит газа, пластовое давление и забойное давление в скважине. Испытания скважин проводят начиная с минимально возможных дебитов в сторону увеличения. Приток газа к забою скважины Q_пр м³/с определяют по формуле

где k - коэффициент проницаемости, м²;
h - газоотдающая толщина пласта, м;
Т,Т₀ - пластовая и стандартная температуры, К;
Z,Z₀ - коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях;
μ - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, кг/м²/с;
Р₀ - давление при стандартных условиях, Па;
Р_пл - пластовое давление, Па;
Р_з - забойное давление, Па;
R_к, R_с - радиус контура питания и радиус скважины, м.

Энергосберегающий дебит Q м³/с рассчитывают из условия
P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{пл}}$ - P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{3}}$ = а₀Q - (а₀Q - bQ²) Х (Q - Q₀),
где

где Q - дебит скважины, м³/с;
X (Q - Q₀) - единичная функция, равная 0 при Q ≤ Q₀ и равная 1 при Q > Q₀;
R_кр - критическое число Рейнольдса, определяющее условия нарушения линейного закона фильтрации;
m - коэффициент пористости;
β^* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов;
ρ₀ - плотность газа при стандартных условиях, кг/см³.

При выполнении операций предложенным способом испытания скважины начинают с минимально возможных дебитов в сторону увеличения. Шаг их изменения должен быть минимальным, чтобы можно было визуально определить дебит, при котором происходит изменение закона притока газа к забою скважины.

По каждому исследованию подсчитывают коэффициенты линейной корреляции указанных выше зависимостей, предварительно соответствующим образом линеаризованных.

Для зависимостей вида y = ах + b коэффициенты линейной корреляции рассчитывают по формуле

а зависимостей вида У = ах + b, проходящих через начало координат, по формуле

где n - количество точек.

Для каждой зависимости по каждому исследованию определяют также среднюю относительную погрешность ε вычисления дебита скважины по формуле

где Q_i - дебит, Q'_i - дебит вычислительный по коэффициентам зависимости для перепада давлений на этом режиме, n - количество на данном исследовании.

Таким образом, предложенный способ позволяет при испытании скважин определять параметры газоносных пластов, выбирать оптимальные энергосберегающие дебиты скважин, а также осуществлять прогноз технологического режима их работы.

Claims (1)

1. Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин, заключающийся в испытании скважин, при которых измеряют дебит газа, пластовое давление P_пл и забойное давление P_з в скважине, отличающийся тем, что испытания скважин проводят начиная с минимально возможных дебитов в сторону увеличения, приток газа к забою скважины Q_пр м³/с определяют по формуле
   

   

   
   где k - коэффициент проницаемости, м²;
   h - газоотделяющая толщина пласта, м;
   T, T_о - пластовая и стандартная температуры, град.К;
   Z, Z_о - коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях;
   μ - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, кг/м•с;
   P_о - давление при стандартных условиях, Па;
   P_пл - пластовое давление, Па;
   P_з - забойное давление, Па;
   R_к, R_с - радиус контура питания и радиус скважины, м,
   а энергосберегающий дебит Q_о м³/с рассчитывают из условия
   P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{пл}}$ -P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{3}}$ = a_oQ-(a_oQ-bQ²)X(Q-Q₀),
   где
   

   

   
   

   

   
   где Q - дебит скважины, м³/с;
   X (Q - Q_о) - единичная функция, равная 0 при Q ≤ Q_о и равная 1 при Q > Q_о;
   R_кр - критическое число Рейнольдса, определяющее условия нарушения линейного закона фильтрации;
   m - коэффициент пористости;
   β^* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов;
   ρ_o - плотность газа при стандартных условиях, кг/м³.