SU1484923A1 - Способ испытания газонефтяных и газоконденсатных скважин - Google Patents

Description

Изобретение относится к способам. добычи углеводородов и м.б. использовано для интенсификации притока флюидов при эксплуатации скважин. Цель - повышение эффективности испытания скважин. Вскрывают продуктивный пласт и до вызова притока пластового флюида осуществляют прогрев, окоИзобретение относится к способам добычи углеводородов, в частности к интенсификации притока углеводород-. ных флюидов в скважину при исследовании продуктивных пластов, и может быть использовано для интенсификации притока при эксплуатации скважин.

Цель изобретения - повышение эффективности испытания скважин со

2

лоствольного пространства скважины до т-ры выше критической гидрато- и парафинообразования в стволе скважины в течение времени ^[(1 ⁺

+ ψί 'Γ/ίΓ ~ΐ] -4Т/л|, где *Г_Р =хС_г /г* безразмерное время предварительного прогрева; 'Г =χϋ/- безразмерное время последующего исследования продуктивного пласта; х - средняя температуропроводность цементного кольца и породы, м^ъ/с; г_с - радиус ствола скважины, м; С - физическое время предварительного прогрева и пог следующего исследования, с; А=(Т^Т„)/(Т_КР-Т_и); Т;, Т„, Т_п - т-ра соот- с ветственно пластовая на рассматривав- " мой глубине скважины, критическая гидрато- или парафинообразования в стволе скважины и прогрева, С. После прогрева околоствольнбго пространства проводят исследования пласта на режимах, исключающих гидрато- и парафинообразование в стволе скважины. Использование способа позволяет испытывать скважины со сложными термоборическими условиями.

сложными термобарическими условиями ,за счет проведения исследования пласт· та на режимах, предотвращающих гидра— то- или парафинообразование в стволе скважины.

Способ осуществляют следующим образом,

Вскрывают продуктивный пласт и

вызывают приток пластового флюида.

311.....1484923 А1

3 -1484923

4

Исследованием скважины на различных режимах делают замеры, позволяющие определить тип пластового флюида, его фракционный состав, водосодержание, критические параметры выпадания $ твердых кристаллов гидратов или парафинов, оптимальный диапазон депрессий отдачи пласта по жидким составляющим углеводородного продукта, пластовое давление, геотермическую кривую но глубине скважины и пластовую температуру продуктивного пласта.

Исходя из значений оптимальных депрессий, определяемых по оценочным значениям пластового давления, делают прогноз о распределении давления по стволу скважины.

По значениям давления рассчитывают 2θ температуры гидрато- или парафинообразования (Т_кр ) для разных глубин работающей скважины. Задаваясь временем, необходимым для испытания скважины, по полной программе рассчитыва- 25 ют продолжительность предварительного прогрева околоствольного пространства скважины по формуле

(Г Хбр где

'•с

£=2½

Гй

безразмерное время предварительного разогрева .околоствольного пространства скважины;

безразмерное время последующего исследования продуктивного пласта; средняя температуропроводность цементного

г,

кольца и породы, м /с; радиус ствола скважины, м;

физическое время предварительного прогрева и последующего исследования, с;

_{> Т>1} _ температу¹ ра соответственно пластовая на рассматриваемой глубине скважины, критическая гидратоили парафйнообразования в стволе скважины и

й

прогрева, С пласта.

В течение времени, полученного

при расчете, осуществляют прогрев околоствольного пространства скважи35

40

45

50

55

ны, который реализуют специально подобранным теплоносителем, подогретым на поверхности до заданной температуры и циркулирующим через ствол скважины.

После прогрева околоствольного пространства скважина пускается в работу. Исследования начинаются на минимальных депрессиях с постепенным переходом на другие режимы исследования.

Способ реализован при испытании скважины, вскрывшей продуктивный пласт толщи с давлением 60 МПа. В холодном стволе скважина дает максимальный дебит по газу около 6,57,0 тысоМ /сут, причем на депрессиях 95-99% от пластового давления.

Вследствие низкого давления в лифте скважина работает как сепаратор, нефтеконденсат в большом количестве выпадает и скапливается на забое, скважина при этом довольно быстро "глохнет", примерно раз в сутки выбрасывая около 5-7 м^ жидкого продукта пачкой после накопления достаточного давления газа в затрубном пространстве. Затем такой цикл повторяется. Попытка повысить давление в холодном стволе скважины уменьшением диаметра диафрагмы до 6 мм приводит не только к более быстрому глушению скважины (в течение 2-3 ч) за счет резкого снижения скорости газа, но и к тому, что в лифтовых трубах образуются и скапливаются газогидраты, которые могут привести к остановке скважины вообще. В то же время в период накопления в скважине перед пуском ее в работу замечен резкий рост темпа повышения устьевых давлений в '1,5-2 раза, как только депрессия на пласт достигает величины примерно в 50% от пластового. Это свидетельствует об увеличении отдачи пласта, причем тяжелыми жидкими фракциями углеводородного флюида, поэтому необходимо испытать скважину в этом Интервале депрессий,

В целях испытания пласта при депрессиях ниже 50% пластового давления скважину предварительно прогревают > циркуляцией жидкого теплоносителя с температурой 50-60 °С (при пластовой 100°С) в течение 5,5 сут. После этого скважину пускают в работу на диафрагме 1,8 мм с начальными устьевыми давлениями около 22 МПа, забойным_. ₁

1484923

35 МПа, пластовым около 60 МПа, Скважина после разогрева впервые за все время исследования выходит на устойчивый режим работы при устьевом трубном давлении ·% 15 МПа и работает устойчиво однородной газоконденсатной смесью с дебитом ;?4,2 тыс„м⁵/сут„ Разделение смеси на сепараторе показало, что произво- '0 дительность скважины по конденсату сосоставляет 10,4 м¹/сут„ Причем работа скважины на различных режимах в течение 5,5 сут после разогрева не ' сопровождается гидратообразованиями 15 и снижением ее производительности» Впервые во время исследования таких малодебитных объектов получены промышленный приток конденсата, а также достоверные подсчетные параметры 20 пласта для определения извлекаемых запасов залежи.

Claims (1)

1. Формула изобретения

   25

   Способ испытания газонефтяных и газоконденсатных скважин, включающий вскрытие продуктивного пласта, вызов притока пластового флюида, отличающийся тем, что, 30 с целью повышения эффективности испытания за счет проведения исследования пласта на режимах, предотвращающих ‘ гидрато- или парафинообразование в стволе скважины, до вызова притока 35 пластового флюида осуществляют прогрев околоствольного пространства

   скважины до температуры выше критической гидрато- или парафинообразова ния в стволе скважины, причем время прогрева определяют по формуле

   безразмерное время предварительного разогрева околоствольно го пространства скважины;

   безразмерное время по следующего исследования продуктивного пласта;

   средняя температуропроводность цементного кольца и породы,

   М /с;

   радиус ствола скважины, м;

   физическое время предварительного разогрева и последующего исследования, с;

   ^{4 =}т"-т“* ^Τ«” ^Т« -^темпеР^атУР^а

   " соответственно пластовая на рассматриваемой глубине скважины, критическая гидрато- или парафинообразования в стволе скважины и

   -прогрева, ’С.