Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин

Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин

Реферат

 

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.

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; - 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 P²_пл- P²₃ = 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; ^* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов; ₀ - 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 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.

Формула изобретения

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; - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, кг/мс; 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 P²_пл-P²₃ = 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; ^* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов; _o - плотность газа при стандартных условиях, кг/м³.