Результат интеллектуальной деятельности: Способ исследования скважин при кустовом размещении

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Из уровня техники известен способ газогидродинамических исследований скважин (патент РФ на изобретение №2490449 С2, Е21В 47/06, опубл. 20.08.2013). Известный способ включает измерение давления, температуры и расхода флюида на заданных режимах работы скважины, обработку результатов и определение коэффициента квадратичного сопротивления. При этом определяют функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления и задают период проведения исследований, разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от характеристик скважины, задают известные свойства функции влияния и записывают уравнение для каждого интервала. Затем рассчитывают функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления путем решения системы уравнений и методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния и при условии минимума линейной функции F, определяемой по соответствующей формуле. Недостаток известного способа заключается в том, что проведение исследований скважин сопровождается выпуском продукции в атмосферу, что приводит к потерям продукции. Кроме того, известным способом невозможно проводить исследования кустов скважин при их работе в шлейф.

Из уровня техники известен также способ определения продуктивной характеристики газового пласта (а.с. СССР №1104250 A1, Е21В 47/00, опубл. 23.07.1984). Известный способ включает замер дебита и забойного давления скважины и последующее определение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Замер дебита и забойного давления в известном решении производят однократно на рабочем режиме эксплуатации скважины. Затем определяют коэффициент статистической связи между коэффициентами фильтрационного сопротивления по результатам предыдущих замеров дебита и забойного давления в скважинах данного пласта или аналогичных и рассчитывают продуктивную характеристику пласта. Известное решение обладает рядом недостатков:

- невысокие результативность и точность исследований, связанные с тем, что замер рабочих параметров производят однократно на рабочем режиме скважины;

- выпуск продукции в атмосферу приводит к потерям продукции;

- невозможность проведения исследования кустов скважин при их работе в шлейф.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации (патент РФ на изобретение №2338877 C1, Е21В 47/10, опубл. 20.11.2008). Известный способ включает остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины в газосборный коллектор и замер дебита газа на нескольких режимах работы методом переменного перепада давления на сужающем устройстве. Далее способом предусмотрены: замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. При этом исследуемые скважины разделяют на пары, имеющие максимальную степень наложения контуров питания, и относят каждую из скважин пары к разным группам. Одновременно исследуют две группы скважин, состоящих из одноименных пар. Одну группу исследуют на режимах обратного хода с уменьшением дебита до полной остановки, а другую - на режимах прямого хода с увеличением дебита до предельно допустимой величины. Затем направление изменения дебита в обеих группах меняют на противоположное. При этом контролируют суммарный дебит каждой пары скважин и общий дебит куста, удерживая их близкими к постоянным значениям для каждой пары скважин с точностью до 30%, а для шлейфа с точностью до 10%. Известное решение обладает повышенной точностью получаемых данных и сокращенным сроком проведения исследования всех скважин куста. Однако известное решение имеет недостатки, к которым относятся: разделение скважин на пары, имеющие максимальную степень наложения контуров питания; невозможность получения полноценной индикаторной характеристики при сохранении общей добычи по кусту, так как одновременно исследуются лишь две группы скважин при проведении не более трех режимов; кроме того, для проведения исследований известным методом требуется наличие на устье скважин системы регулирования (редуцирования) для ступенчатого изменения режимов работы исследуемой группы скважин.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в разработке способа исследования скважин при кустовом размещении.

Технический результат изобретения - расширение функциональных возможностей, заключающихся в возможности проведения исследований скважин, размещенных в кусте, при их одновременной работе в шлейф, что, в свою очередь, позволяет повысить точность получаемых данных и расширить диапазон исследования скважин, а также сократить сроки проведения исследования всех скважин куста с повышенной продуктивностью.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Согласно предлагаемому способу исследования скважин при кустовом размещении проводят измерение дебита, пластового, забойного и устьевого давлений, температуры на устье i-й скважины куста, где i=1, 2, 3,…, n на каждом из режимов одновременно работающих в шлейф скважин куста, для каждого из режимов определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. В кусте последовательно отключают произвольно выбранные от одной до (n-1) одновременно работающих скважин куста. Затем строят кривые зависимости квадратичной депрессии и ее отношения к дебиту от дебита для скважин куста на различных режимах, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

Способ исследования может использоваться для контроля текущей продуктивной характеристики скважин. Начальные значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, пластовых давлений определяют по данным стандартных первичных исследований при освоении скважин, на основе которых создается газодинамическая модель куста, включающая модели призабойной зоны, стволов скважин и их обвязки.

Способ исследования скважин при кустовом размещении осуществляют следующим образом.

Предварительно снимают показания значений пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устье скважины и замеряют дебит на каждой из скважин куста, работающих в шлейф. Затем закрывают, по крайней мере, одну из скважин и снимают новые показания значений пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устьях и дебитов работающих скважин. Закрывают, по крайней мере, еще одну скважину либо включают закрытую скважину в работу и закрывают, по крайней мере, еще одну скважину. Снимают новые показания значения давлений, температур и дебитов. Закрывая и открывая скважины, получают необходимое количество значений параметров давлений, температур и дебитов скважин. При остановке какой-либо из скважин или нескольких скважин происходит изменение режимов, при которых наблюдаются увеличения дебитов газа в остальных работающих скважинах куста.

Обработка результатов исследований для каждой отдельной скважины может быть произведена известными методами, при этом целесообразно определять линейные и квадратичные коэффициенты фильтрационных сопротивлений либо обрабатывать результаты по известной экспоненциальной зависимости (см., например, Руководство по исследованию скважин, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов, отв. редактор Е.Н. Ивакин, Москва, Наука, 1995, стр. 186-188).

Предложенный способ газодинамических исследований может быть проиллюстрирован на примере куста, состоящего из семи скважин. Изобретение поясняется таблицами 1-6 и чертежами, приведенными на фиг. 1-5, где приведены графики зависимости квадратичной депрессии и ее отношения к дебиту от дебита для выбранных произвольным образом с первой по пятую скважины куста. В таблице 1 приведены технологические параметры работы семи скважин куста, работающих в четырех различных режимах. В таблицах со второй по шестую приведены результаты обработки исследований скважин 1, 2, 3, 4, 5 на третьем и четвертом режимах. Аналогичным образом можно получить индикаторные характеристики шестой и седьмой скважин, отключая, например, скважины 1 и 2 или 3 и 4. Для рассмотренных в таблице 1 четырех режимов суммарный дебит всех скважин куста, работающих в один шлейф, сохраняется неизменным (Q_кус=5644 тыс.м³/сут), давление в шлейфе на режимах различается.

На фиг. 1-5 и в таблицах 1-6 приняты следующие сокращения и обозначения:

Q - значение дебита газа (тыс.м³/сут);

ΔР²=Р_пл²-Р_з² где ΔР² - показатель квадратичной депрессии, определяемый разностью квадратов пластового и забойного давлений Р (ат²);

ΔР²/Q - отношение показателя квадратичной депрессии к дебиту (ат²⋅сут/тыс.м³).

Технологические параметры работы скважин куста (табл. 1) определены на основе технологического рапорта работы куста и газодинамической модели куста. Для рассмотренных четырех режимов (1 - рабочий, 2 - отключена скважина №7, 3 - отключены скважины №№6 и 7, 4 - отключены скважины №№5, 6 и 7) суммарный дебит всех скважин куста, работающих в один шлейф, сохраняется неизменным (Q_кус=5644 тыс.м³/сут), а давление в шлейфе на режимах различается.

Приведенные на фиг. 1-5 графические зависимости в координатах ΔР² от Q служат для определения поправочного коэффициента «С», который характеризует влияние различных факторов (наличие жидкости в скважине, недостабилизация режимов работы и т.п.) на точность снятия точек на режимах исследований. Поправочный коэффициент С принимает значение, соответствующее показателю квадратичной депрессии в точке пересечения кривой с вертикальной осью. В нашем случае (см. фиг. 1-5) коэффициент «С» равен нулю. Графическая зависимость в координатах (ΔР²±C)/Q от Q имеет знак плюс или минус в зависимости от значения коэффициента «С». Для проведенных исследований коэффициент «С» принимает нулевое значение, поэтому графическая зависимость в координатах ΔР²/Q от Q имеет линейную зависимость (kx+b). Для скважины №1 отношение показателя квадратичной депрессии к дебиту имеет вид ΔP²/Q=0,0003Q+0,1284. Таким образом, коэффициент фильтрационного сопротивления А (линейный коэффициент) характеризует значение 0,1284 (пересечение прямой с вертикальной осью ΔР²). Коэффициент фильтрационного сопротивления В (квадратичный коэффициент) характеризует значение Q, т.е. 0,0003 (тангенс угла наклона прямой к горизонтальной оси Q). Таким образом, значения коэффициентов фильтрационных сопротивления равны: А=0,1284; В=0,0003. Зная эти коэффициенты можно получить всю продуктивную характеристику скважины (зависимость дебита газа от депрессии на пласт), например, по формуле притока газа к скважине: .