RU2087704C1

RU2087704C1 - Method for determining output of operating gas well

Info

Publication number: RU2087704C1
Application number: RU92003560A
Authority: RU
Inventors: С.И. Райкевич
Original assignee: Государственное предприятие по добыче газа "Ямбурггазодобыча"
Priority date: 1992-11-03
Filing date: 1992-11-03
Publication date: 1997-08-20

Abstract

FIELD: gas production industry. SUBSTANCE: according to method, determined are outputs of gas wells, well is closed at well head, pressure increase is measured at well head after certain intervals of time, and pressure restoration curve is plotted. According to initial section of this curve covering several wells of deposit, determined is maximal value of pressure increase velocity in time unit, and integral dependence is created between well output and pressure increase, and this is used for determining output of operating gas well after preliminary determination of maximal pressure increase in this well. EFFECT: high efficiency. 2 dwg, 1 tbl

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации добывающих газовых и газоконденсатных скважин для определения их дебита, в процессе эксплуатации залежи. The present invention relates to the oil and gas industry and can be used in the operation of producing gas and gas condensate wells to determine their flow rate during the operation of the reservoir.

Известен способ определения дебита действующей газовой скважины с помощью диафрагменных расходомеров не критического истечения /ДИКТ/ при направлении продукции исследуемой скважины в систему газоснабжения [1]
Данный способ определения дебита газовой скважин обладает недостаточной точностью при расчете дебита газа, что обусловлено, как использованием эмпирических зависимостей в расчетах, так и неизбежными абразивными изменениями в конструктивных элементах счетчика под действием флюида в процессе работы.A known method for determining the flow rate of an existing gas well using diaphragm flow meters of non-critical flow / DICT / in the direction of production of the investigated wells in the gas supply system [1]
This method of determining the flow rate of gas wells has insufficient accuracy in calculating the flow rate of gas, which is due to both the use of empirical dependencies in the calculations and the inevitable abrasive changes in the structural elements of the meter under the action of the fluid during operation.

Известен также акустический способ определения дебита, при котором дебит газа определяется уровнем шума или уровнем звукового давления, генерируемого газовой струей, при истечении газа в атмосферу. Недостатком данного способа является недостаточная точность замеров. There is also an acoustic method for determining the flow rate, in which the gas flow rate is determined by the noise level or the sound pressure level generated by the gas stream when the gas flows into the atmosphere. The disadvantage of this method is the lack of accuracy of measurements.

Этими же недостатками обладает и наиболее широко используемый на промыслах способ определения дебита скважины при помощи диафрагменного расходомера некритического истечения /ДИКТ/ или трубками ПИТО, установленными на факельной линии [2] который выбирается в качестве прототипа. The same drawbacks have the most widely used method in the fields for determining well production using a non-critical flow diaphragm flow meter / DICT / or PITO tubes installed on a flare line [2] which is selected as a prototype.

Предлагаемое решение обладает повышенной оперативностью определения дебита при сокращении времени замеров за счет использования объема ствола скважины в замерах, не требующее отработки скважины на факел на различных режимах работы. Замер производится на рабочем, установившемся при эксплуатации режиме путем кратковременного, не более чем на 10 мин закрытия скважины на устье. Пропуски газа не допускаются. The proposed solution has increased efficiency in determining the flow rate while reducing the measurement time by using the volume of the wellbore in the measurements, which does not require testing the well for a torch in various operating modes. Measurement is carried out on the working, established during operation mode by short-term, not more than 10 min, well closure at the wellhead. Gas passes are not allowed.

Данный способ определения дебита действующей газовой скважины включает замеры дебита на нескольких скважинах залежи и отличается тем, что после замера дебита конкретной скважины ее закрывают на устье и измеряют рост давления через определенные промежутки времени в каждой из этих скважин их остановки и строят кривую восстановления давления /предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем, или на забое глубинным монометром/. По начальному участку КВД определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени по нескольким скважинам данной залежи, с одинаковым объемом ствола скважины, и строят интегральную зависимость этого прироста от замеренного дебита. Для определения дебита каждой действующей скважины в процессе эксплуатации залежи производят ее кратковременную остановку, не более чем на 10 мин, измеряют рост давления через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем или на забое глубинным монометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени и по нему на интегральной зависимости определяют дебит действующей скважины и его соответствие оптимальному режиму работы. This method of determining the production rate of an existing gas well involves measuring production rates at several wells of a reservoir and is characterized in that after measuring the production rate of a specific well, it is closed at the wellhead and pressure growth is measured at certain intervals in each of these wells to stop them and a pressure recovery curve is constructed / preferably to register HPC at the mouth with a recorder, or at the bottom with a deep monometer. From the initial section of the HPC, the maximum value of the pressure increase per unit time is determined for several wells of this reservoir with the same volume of the wellbore, and the integral dependence of this growth on the measured flow rate is built. To determine the production rate of each active well during the operation of the reservoir, it is briefly stopped for no more than 10 minutes, the pressure increase is measured at certain intervals and the pressure recovery curve is built (it is preferable to record the pressure drop at the wellhead with a recorder or at the bottom with a depth gauge), according to the initial the section of which determines the maximum value of the pressure increase per unit time and on it on the integral dependence determine the flow rate of the current well and its correspondence op imalnomu operation.

Предлагаемый способ иллюстрируется таблицей, а также графиками, изображенными на фиг.1 и 2. Таблица и графики составлены на основании фактических замеров на действующих газовых скважинах. The proposed method is illustrated in the table, as well as the graphs depicted in figures 1 and 2. The table and graphs are based on actual measurements on existing gas wells.

В таблице приведены промысловые замеры роста давлений на устье после остановки скважины, определения дебита газа по приросту давления начального участка КВД по 10 скважинам газовой залежи размером 20х35 км, залегающей на глубине 2500-3000 м, приуроченной к нижнемеловым песчаникам Валанжинского горизонта, пористостью 7-17% проницаемостью /0,001-14/10 мкм, на которой пробурено более 50 эксплуатационных скважин. The table shows field measurements of pressure growth at the wellhead after a well shutdown, gas flow rate determination by pressure increase of the initial pressure section for 10 wells of a gas deposit 20x35 km in size, occurring at a depth of 2500-3000 m, confined to the Lower Cretaceous sandstones of the Valanzhinsky horizon, porosity 7-17 % permeability / 0,001-14 / 10 microns, which drilled more than 50 production wells.

На фиг.2 приведена построенная вышеуказанным способом интегральная зависимость дебита скважины от максимальных значений прироста давления. На фиг.1 показан пример построения КВД по результатам фактических замеров давлений через определенные промежутки времени и определения максимальных значений прироста давления в единицу времени. Figure 2 shows the integral dependence of the well flow rate constructed from the above method on the maximum values of the pressure increase. Figure 1 shows an example of constructing an HPC based on the results of actual pressure measurements at certain intervals and determining the maximum values of the pressure increase per unit time.

Осуществляется предложенный способ следующим образом. The proposed method is implemented as follows.

Устье действующей газовой скважины оборудуется образцовыми монометрами, устанавливаемыми для замеров на трубном и затрубном пространстве, и при возможности самописцами для регистрации КВД на специальном бланке, или регистрацию КВД производят глубинным монометром в стволе скважины. The mouth of an existing gas well is equipped with exemplary monometers installed for measurements on the pipe and annular space, and, if possible, recorders for registering the HPC on a special form, or registering the HPC is performed with a deep monometer in the wellbore.

Останавливают скважину не более чем на 10 мин и через определенные промежутки времени замеряют изменение давления. Промежутки времени выбираются в зависимости от дебита скважины и рабочей депрессии на пласт. Наиболее часто замеры снимают через 1, 2, 3, 5 и 10 мин после остановки скважины. Причем, чем больше дебит скважины и меньше депрессия, тем требуется меньший промежуток между замерами. They stop the well for no more than 10 minutes and, at certain intervals, measure the pressure change. The time intervals are selected depending on the flow rate of the well and the working depression on the reservoir. Most often, measurements are taken 1, 2, 3, 5, and 10 minutes after the well is shut down. Moreover, the greater the flow rate of the well and the less depression, the shorter the interval between measurements is required.

Затем строят КВД, по начальному участку которой (фиг.1) определяют прирост давления в единицу времени, выбирают максимальное его значение. Например, для скважины N 20803 прирост давления составляет 10 кг/см²/мин. По этой величине на интегральной зависимости (см. фиг.2) определяют дебит газа, равный 430 тыс.м³/сут.Then build the HPC, the initial section of which (Fig. 1) determines the pressure increase per unit time, select its maximum value. For example, for well N 20803, the pressure increase is 10 kg / cm ² / min. By this value on the integral dependence (see figure 2) determine the gas rate equal to 430 thousand m ³ / day.

Для высокодебитных газовых скважин, работающих с небольшой депрессией при определении максимального значения прироста давления в единицу времени, необходимо пользоваться самописцем для регистрации КВД. For high-rate gas wells working with a slight depression in determining the maximum value of the pressure increase per unit time, it is necessary to use a recorder for registering the pressure-response device.

Из таблицы следует, что предлагаемое решение позволяет оперативно определить дебиты газа и продуктивность скважины с высокой точностью, т.е. погрешностью, не превышающей 5% по сравнению с промысловыми замерами по ДИКТу, но в более широком диапазоне значений определяемых дебитов флюида от менее чем 1 тыс.м³/с до 500 и более тыс.м³/с.From the table it follows that the proposed solution allows you to quickly determine the gas flow rates and well productivity with high accuracy, i.e. an error not exceeding 5% compared with field measurements by DICT, but in a wider range of values of the determined fluid production rates from less than 1 thousand m ³ / s to 500 and more than thousand m ³ / s.

На основании выявленной закономерности специалистами разработана программа определения дебита действующей газовой скважины, которая в настоящее время начинает внедряться в производство. Based on the identified pattern, the specialists developed a program for determining the production rate of an existing gas well, which is currently beginning to be introduced into production.

Данный способ позволяет оперативно и эффективно оценить изменение дебита и продуктивности скважины после проведения текущего, капитального ремонта и работ по интенсификации притока флюида. Определяя дебит и продуктивность скважин до и после проведения работ и сравнив полученные значения, мы имеем возможность оценить эффективность проведения работ и применяемых реагентов растворов, технологии и т.д. при глушении, капитальном и текущем ремонтах скважины, обработке призабойной зоны пласта. This method allows you to quickly and efficiently assess the change in the flow rate and productivity of the well after ongoing, overhaul and work to intensify the flow of fluid. By determining the flow rate and productivity of the wells before and after the work and comparing the obtained values, we have the opportunity to evaluate the effectiveness of the work and the applied reagents of solutions, technology, etc. during killing, overhaul and current repairs of the well, treatment of the bottomhole formation zone.

Claims

A method for determining the production rate of an existing gas well, including measuring production rates at several wells of a reservoir, characterized in that after measuring the production rate of a specific well in the existing way, it is closed at the wellhead and pressure growth at the wellhead is measured at certain intervals in each of these wells after they are stopped and built pressure recovery curve (it is preferable to register the HPC at the mouth with a pressure recorder, or at the bottom with a depth gauge), from the initial section of which the maximum value is determined s pressure increase per unit time in several wells and this deposits build curve integral dependence of the increase of the measured flow rate

and to determine the flow rate of each active well during the operation of this deposit, a short stop is made by shutting the well at the wellhead, the pressure increase at the wellhead is measured at certain intervals and a pressure recovery curve is built (it is preferable to record the HPC at the wellhead with a pressure recorder, and at the bottom with a deep manometer) , the initial section of which determines the maximum value of the pressure gain per unit time and on it on the integral dependence

determine the flow rate of the current well and its compliance with the optimal mode of operation.