RU2162939C1 - Technique of gas hydrodynamic investigation of wells - Google Patents
Technique of gas hydrodynamic investigation of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2162939C1 RU2162939C1 RU99114118A RU99114118A RU2162939C1 RU 2162939 C1 RU2162939 C1 RU 2162939C1 RU 99114118 A RU99114118 A RU 99114118A RU 99114118 A RU99114118 A RU 99114118A RU 2162939 C1 RU2162939 C1 RU 2162939C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- interval
- intervals
- measurements
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011835 investigation Methods 0.000 title abstract 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 23
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 11
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 2
Images
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований скважин. The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used when conducting gas-hydrodynamic studies of wells.
Известен способ исследования скважин с помощью гидропрослушивания, который заключается в регистрации изменения давления на забое реагирующей скважины при работе возмущающих скважин и определении параметров пласта по полученной кривой гидропрослушивания (Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - М: Недра, 1974, с. 17). There is a method of researching wells using hydraulic tapping, which consists in recording changes in pressure at the bottom of a reacting well during the operation of disturbing wells and determining reservoir parameters from the obtained hydraulic tapping curve (Kulpin L.G., Myasnikov Yu.A. Hydrodynamic research methods for oil and gas bearing strata. - M : Nedra, 1974, p. 17).
Недостатком указанного способа является незначительное изменение давления на забое реагирующей скважины газового месторождения, вскрывшей высокопроницаемый пласт. Это приводит к большой погрешности измерений величины изменения давления и снижению качества результатов исследований. The disadvantage of this method is a slight change in pressure at the bottom of the reacting well of a gas field, which revealed a highly permeable formation. This leads to a large measurement error of the magnitude of pressure changes and a decrease in the quality of research results.
Известен способ исследования скважин, включающий пуск скважины в работу на определенном режиме, регистрацию изменения давления в скважине и ее дебита и обработку полученных кривых стабилизации давления и дебита (Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980, с. 178-179). A known method of researching wells, including starting a well in a certain mode, recording changes in pressure in a well and its flow rate and processing the obtained pressure stabilization and flow rate curves (Instruction for a comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells. Edited by G.A. Zotov , Z.S. Aliyev. - M .: Nedra, 1980, p. 178-179).
Недостатком указанного способа является большая погрешность определения давления на забое работающей газовой скважины. Кроме того, при исследовании высокодебитных газовых скважин давление и дебит в процессе их стабилизации изменяются незначительно, что затрудняет регистрацию этих изменений с требуемой точностью, а следовательно, снижает качество результатов исследований. The disadvantage of this method is the large error in determining the pressure at the bottom of a working gas well. In addition, in the study of high-rate gas wells, the pressure and flow rate during their stabilization do not change significantly, which makes it difficult to record these changes with the required accuracy, and therefore reduces the quality of the research results.
Известен способ исследования скважин, включающий остановку скважины, работающей на установившемся режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработку полученной кривой восстановления давления (А. И. Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 263-264). A known method of researching wells, including shutting down a well operating at a steady state with known characteristics, recording pressure in it and processing the obtained pressure recovery curve (A.I. Gritsenko, Z.S. Aliev, O.M. Ermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov, Guide to Well Research, Moscow: Nauka, 1995, pp. 263-264).
Недостатком указанного способа является недостаточное качество результатов исследований высокодебитных скважин, например, скважин газовых месторождений Крайнего Севера Западной Сибири, где высокая проницаемость продуктивных пластов обуславливает незначительную величину изменения давления за время проведения исследований, которая часто ниже погрешности измерения давления. The disadvantage of this method is the insufficient quality of the results of studies of high-yield wells, for example, gas wells in the Far North of Western Siberia, where the high permeability of the productive formations causes an insignificant pressure change during the study, which is often lower than the pressure measurement error.
Задачей изобретения является разработка способа исследований высокодебитных скважин по кривым восстановления давления. The objective of the invention is to develop a method for the study of high-yield wells according to pressure recovery curves.
Технический результат достигается за счет специального алгоритма регистрации давления в скважине и обработки результатов замеров при проведении исследований скважин по кривым восстановления давления. The technical result is achieved due to a special algorithm for recording pressure in the well and processing the measurement results when conducting well research on pressure recovery curves.
Целью изобретения является повышение качества результатов газогидродинамических исследований скважин. The aim of the invention is to improve the quality of the results of gas-hydrodynamic studies of wells.
Указанная цель достигается тем, что в предлагаемом способе газогидродинамических исследований, включающем остановку скважины, работающей на установившемся режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработку полученной кривой восстановления давления, в скважине после ее остановки давление измеряют и регистрируют с заданным шагом по времени и на следующих друг за другом интервалах времени, задаваемых выражением:
Tj= t0·10j˙Δx,
где j - порядковый номер интервала;
Tj - время окончания j-го интервала;
to - коэффициент;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx > 0, производят расчет и регистрацию среднего значения давления:
где j - порядковый номер интервала, на котором производится усреднение давления;
Pj - среднее давление на j-м интервале;
Nj - количество замеров давления на j-м интервале;
i - порядковый номер замера давления на j-м интервале;
pi - результат i-го замера давления в скважине,
пересчитываемого по барометрической формуле в давление на забое скважины Pzj, после чего определяют разностное отношение по формуле:
где Δ(P2)'j - разностное отношение;
Pzj, Pzj-1 - давление в скважине, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервалах;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов,
по стабилизации которого выделяют участок кривой восстановления давления с линейным характером зависимости квадрата забойного давления от логарифма времени для определения фильтрационных и емкостных параметров пористой среды, причем для обеспечения заданной точности результатов количество замеров на интервалах времени, где рассчитывают среднее давление, выбирают из условия:
где Nj - количество замеров на j-м интервале;
γ - допустимая относительная погрешность результатов;
δ - абсолютная погрешность измерения давления;
ΔPzj - ожидаемое изменение забойных давлений между интервалами.This goal is achieved by the fact that in the proposed method of gas-hydrodynamic studies, including shutting down a well operating at a steady state with known characteristics, recording pressure in it and processing the obtained pressure recovery curve, in the well after stopping it, the pressure is measured and recorded with a given time step and at successive time intervals specified by the expression:
T j = t 0 · 10 j˙Δx ,
where j is the sequence number of the interval;
T j is the end time of the jth interval;
t o is the coefficient;
Δx - parameter that sets the duration of the intervals, Δx> 0, calculate and record the average pressure:
where j is the sequence number of the interval over which the pressure is averaged;
P j is the average pressure in the jth interval;
N j is the number of pressure measurements on the jth interval;
i - serial number of pressure measurement on the j-th interval;
p i - the result of the i-th pressure measurement in the well,
recalculated according to the barometric formula to the pressure at the bottom of the well Pz j , after which the difference ratio is determined by the formula:
where Δ (P 2 ) ' j is the difference ratio;
Pz j , Pz j-1 - well pressure averaged at the jth and jth 1st intervals, respectively;
Δx is a parameter that sets the duration of the intervals,
for stabilization of which a section of the pressure recovery curve is identified with a linear dependence of the square of the bottomhole pressure on the time logarithm to determine the filtration and capacitive parameters of the porous medium, and to ensure the given accuracy of the results, the number of measurements at time intervals where the average pressure is calculated is selected from the condition:
where N j is the number of measurements on the jth interval;
γ is the permissible relative error of the results;
δ is the absolute error of pressure measurement;
ΔPz j - the expected change in bottomhole pressure between intervals.
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
Давление в скважине, после ее остановки, измеряют и регистрируют, например, микропроцессорным устройством, с заданным шагом. Время проведения измерений, начиная с момента остановки скважины, разбивают на отдельные следующие друг за другом интервалы, длительность которых больше длительности интервалов между отдельными замерами давления. Время окончания интервалов задают выражением:
Tj= t0·10j˙Δx, (1)
где j - порядковый номер интервала;
Tj - время окончания j-го интервала;
to - коэффициент;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx > 0.The pressure in the well, after it is stopped, is measured and recorded, for example, by a microprocessor device, with a given step. The measurement time, starting from the moment the well stops, is divided into separate successive intervals, the duration of which is longer than the duration of the intervals between individual pressure measurements. The end time of the intervals is set by the expression:
T j = t 0 · 10 j˙Δx , (1)
where j is the sequence number of the interval;
T j is the end time of the jth interval;
t o is the coefficient;
Δx is a parameter specifying the duration of the intervals, Δx> 0.
На каждом интервале производят расчет и регистрацию среднего значения давления:
где j - порядковый номер интервала, на котором производится усреднение давления;
Pj - среднее давление на j-м интервале;
Nj - количество замеров на j-м интервале;
i - порядковый номер замера давления на j-м интервале;
pi - результат i-го замера давления в скважине.At each interval, the average pressure value is calculated and recorded:
where j is the sequence number of the interval over which the pressure is averaged;
P j is the average pressure in the jth interval;
N j is the number of measurements on the jth interval;
i - serial number of pressure measurement on the j-th interval;
p i - the result of the i-th pressure measurement in the well.
Давление Pj, полученное путем усреднения измеренных на j-м интервале значений давления в скважине, пересчитывают с помощью барометрической формулы (А. И.Гриценко и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 115) в давление на забое скважины Pzj. Затем определяют разностное отношение по формуле
где j - порядковый номер интервала;
Δ(P2)'j - разностное отношение;
Pzj, Pzj-1 - давление на забое скважины, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервале;
Tcj, Tcj-1 время, прошедшее от начала измерений до середины соответственно j-го и j-1-го интервала.The pressure P j obtained by averaging the pressure values measured in the jth interval in the well is recalculated using the barometric formula (A. I. Gritsenko et al. Guide to well research. - M .: Nauka, 1995, p. 115) bottom hole pressure Pz j . Then determine the difference ratio by the formula
where j is the sequence number of the interval;
Δ (P 2 ) ' j is the difference ratio;
Pz j , Pz j-1 - pressure at the bottom of the well, averaged, respectively, on the j-th and j-1-th interval;
Tc j , Tc j-1 time elapsed from the beginning of measurements to the middle of the j-th and j-1-th interval, respectively.
Время, прошедшее от начала измерений до середины j-го интервала, рассчитывают по формуле:
где j - порядковый номер интервала;
Tcj - время, прошедшее от начала измерений до середины j-го интервала;
Tj, Tj-1 - время окончания соответственно j-го и j-1-го интервала.The time elapsed from the beginning of measurements to the middle of the jth interval is calculated by the formula:
where j is the sequence number of the interval;
Tc j is the time elapsed from the beginning of measurements to the middle of the jth interval;
T j , T j-1 - end time, respectively, of the j-th and j-1-th interval.
После подстановки уравнений (1) и (4) в формулу (3) получим соотношение для расчета разностного отношения:
где j - порядковый номер интервала;
Pzj, Pzj-1 - давление на забое скважины, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервале;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx > 0.After substituting equations (1) and (4) in the formula (3), we obtain the relation for calculating the difference ratio:
where j is the sequence number of the interval;
Pz j , Pz j-1 - pressure at the bottom of the well, averaged, respectively, on the j-th and j-1-th interval;
Δx is a parameter specifying the duration of the intervals, Δx> 0.
Стабилизация значений разностного отношения указывает на линейный характер зависимости квадрата забойного давления от логарифма времени. Данные, полученные на этом участке кривой восстановления давления, обрабатывают с целью определения фильтрационных и емкостных параметров пористой среды по формуле:
Pz2= α+β·lgT, (6)
где T - время, прошедшее от начала;
Pz - давление на забое скважины в момент времени T;
α и β - коэффициенты, содержащие информацию о фильтрационных и емкостных параметрах пористой среды.The stabilization of the difference ratio values indicates the linear nature of the dependence of the square of the bottomhole pressure on the logarithm of time. The data obtained on this section of the pressure recovery curve is processed in order to determine the filtration and capacitive parameters of the porous medium according to the formula:
Pz 2 = α + β logT, (6)
where T is the time elapsed from the beginning;
Pz is the pressure at the bottom of the well at time T;
α and β are the coefficients containing information on the filtration and capacitive parameters of the porous medium.
Для линейного участка кривой восстановления давления коэффициент β рассчитывают по формуле:
где β - коэффициент;
T1, T2 - время в пределах линейного участка кривой восстановления давления;
Pz1, Pz2 - давления на забое скважины соответственно в моменты времени T1 и T2.For a linear section of the pressure recovery curve, the coefficient β is calculated by the formula:
where β is the coefficient;
T 1 , T 2 - time within the linear portion of the pressure recovery curve;
Pz 1 , Pz 2 - pressure at the bottom of the well, respectively, at times T 1 and T 2 .
При T1 = Tcj-1 и T2 = Tcj формула (7) принимает вид:
где j - порядковый номер интервала;
β - коэффициент;
Pzj, Pzj-1 - давление на забое скважины, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервале;
Tcj, Tcj-1 - время, прошедшее от начала измерений до середины соответственно j-го и j-1-го интервала.When T 1 = Tc j-1 and T 2 = Tc j, formula (7) takes the form:
where j is the sequence number of the interval;
β is the coefficient;
Pz j , Pz j-1 - pressure at the bottom of the well, averaged, respectively, on the j-th and j-1-th interval;
Tc j , Tc j-1 - time elapsed from the beginning of measurements to the middle of the j-th and j-1-th interval, respectively.
Сравнение выражений (3) и (8) показывает, что при таком выборе моментов времени T1 и T2 коэффициент β равен разностному отношению, по стабилизации значений которого определяется линейный участок кривой восстановления давления. Если пренебречь ошибкой измерения времени, то относительная погрешность результата расчета коэффициента β и разностного отношения зависит от относительной погрешности определения величины разности квадратов забойных давлений Pz:
где j - порядковый номер интервала;
γ - относительная погрешность результата;
Pzj, Pzj-1 - давление на забое скважины, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервале;
δPzj,δPzj-1 - погрешность определения давления на забое скважины соответственно на j-м и j-1-м интервале.A comparison of expressions (3) and (8) shows that with this choice of time instants T 1 and T 2, the coefficient β is equal to the difference ratio, the stabilization of the values of which determines the linear portion of the pressure recovery curve. If we neglect the error of measuring time, then the relative error of the result of calculating the coefficient β and the difference ratio depends on the relative error in determining the value of the difference of the squares of the bottomhole pressures Pz:
where j is the sequence number of the interval;
γ is the relative error of the result;
Pz j , Pz j-1 - pressure at the bottom of the well, averaged, respectively, on the j-th and j-1-th interval;
δPz j , δPz j-1 - the error in determining the pressure at the bottom of the well, respectively, on the j-th and j-1-th interval.
При условии незначительной разницы между давлениями и погрешностями их определения соседних интервалов выражение (9) принимает вид:
где j - порядковый номер интервала;
γ - - относительная погрешность результата;
ΔPzj - разность между средними забойными давлениями j-го и j-1-го интервалов;
δPzj - погрешность определения давления на забое скважины соответственно на j-м интервале.Provided that there is a slight difference between the pressures and the errors in their determination of neighboring intervals, expression (9) takes the form:
where j is the sequence number of the interval;
γ - is the relative error of the result;
ΔPz j is the difference between the average bottomhole pressures of the jth and jth 1st intervals;
δPz j is the error in determining the pressure at the bottom of the well, respectively, on the jth interval.
Поскольку давление на забое скважины определяется по среднему значению Nj замеров давления в скважине, то погрешность результата уменьшается по сравнению с погрешностью измерения давления пропорционально корню квадратному из количества замеров (Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешности результатов измерений. - Л. : Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1991, с. 163) и может быть оценена по формуле:
где δPzj - погрешность определения забойного давления на j-м интервале;
δp - абсолютная погрешность измерения давления;
Nj - количество замеров на j-м интервале.Since the pressure at the bottom of the well is determined by the average value of N j pressure measurements in the well, the error of the result is reduced in comparison with the error of pressure measurement in proportion to the square root of the number of measurements (Novitsky P.V., Zograf I.A. L.: Energoatomizdat, Leningrad Department, 1991, p. 163) and can be estimated by the formula:
where δPz j is the error in determining the bottomhole pressure in the jth interval;
δp is the absolute error of pressure measurement;
N j is the number of measurements on the jth interval.
Формула (11) справедлива при отсутствии систематической составляющей погрешности измерения давления. Однако, когда систематическая погрешность стабильна на протяжении проведения исследований, а давление на линейном участке кривой восстановления давления изменяется незначительно, наличие систематической ошибки приводит к одинаково заниженным или завышенным значениям давлений и ее влияние на разность квадратов давлений будет несущественно. Формулы (10) и (11) позволяют определить требуемое количество замеров на интервалах времени, где рассчитывается среднее давление, для обеспечения необходимой точности результатов:
где Nj - количество замеров на j-м интервале;
γ - допустимая относительная погрешность результатов;
δp - абсолютная погрешность измерения давления;
ΔPzj - ожидаемая величина изменения забойного давления между интервалами.Formula (11) is valid in the absence of a systematic component of the pressure measurement error. However, when the systematic error is stable throughout the research, and the pressure on the linear portion of the pressure recovery curve changes slightly, the presence of a systematic error leads to equally underestimated or overestimated pressure values and its effect on the pressure squared difference will be insignificant. Formulas (10) and (11) allow you to determine the required number of measurements at time intervals where the average pressure is calculated, to ensure the necessary accuracy of the results:
where N j is the number of measurements on the jth interval;
γ is the permissible relative error of the results;
δp is the absolute error of pressure measurement;
ΔPz j - the expected magnitude of the change in bottomhole pressure between intervals.
Значение параметра Δx задается, исходя из требований, предъявляемых к результатам обработки, в частности, из допустимой длительности интервалов. Минимальное значение Δx ограничено быстродействием измерительного устройства. The value of the parameter Δx is set based on the requirements for the processing results, in particular, from the allowable duration of the intervals. The minimum Δx value is limited by the speed of the measuring device.
Пример конкретной реализации способа иллюстрируется графическими материалами (фиг. 1 и фиг.2). An example of a specific implementation of the method is illustrated by graphic materials (Fig. 1 and Fig.2).
Скважина 164 Юбилейного газового месторождения была исследована известным способом (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 263-264) с регистрацией кривой восстановления давления и предлагаемым способом 30 сентября 1998 года. До остановки скважина длительное время работала с дебитом 1280 тыс.м3/сут. Давление регистрировалось на устье скважины с помощью микропроцессорного устройства. При исследовании известным способом интервал между измерениями составлял несколько секунд и усреднения результатов замеров не производилось. При исследовании предлагаемым способом на интервалах времени, задаваемых выражением (1):
Tj= t0·10j˙Δx,
где j - порядковый номер интервала;
Tj - время окончания j-го интервала;
t0 - коэффициент;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx > 0; рассчитывались средние значения давления по формуле (2):
где j - порядковый номер интервала, на котором производится усреднение давления;
Pj - среднее давление на j-м интервале;
Nj - количество замеров на j-м интервале;
i - порядковый номер замера давления на j-м интервале;
pi - результат i-го замера давления в скважине,
при параметре Δx = 0,1 и коэффициенте t0 = 1 сек. Поскольку после закрытия рабочей задвижки на устье скважина не останавливается мгновенно, начальный участок кривой восстановления давления сильно искажается нестационарными процессами, происходящими на забое и в стволе скважины. Только после их окончания, примерно через 100 сек для скважин Юбилейного месторождения, зависимость квадрата давления на забое от логарифма времени приобретает линейный характер. Поэтому для оценки необходимого количества замеров были выбраны интервалы с порядковым номером больше 20. Расчет проводился по формуле (12):
где Nj - количество замеров на j-м интервале;
γ - допустимая относительная погрешность результатов;
δp - абсолютная погрешность измерения давления;
ΔPzj - ожидаемая величина изменения забойного давления между интервалами.Well 164 of the Yubileynoye gas field was investigated in a known manner (A.I. Gritsenko, Z. S. Aliev, O. M. Ermilov, V. V. Remizov, G. A. Zotov. Guide to the study of wells. - M .: Nauka , 1995, S. 263-264) with registration of the pressure recovery curve and the proposed method on September 30, 1998. Before shutdown, the well worked for a long time with a flow rate of 1280 thousand m 3 / day. The pressure was recorded at the wellhead using a microprocessor device. In the study in a known manner, the interval between measurements was several seconds and the averaging of the measurement results was not performed. In the study of the proposed method at time intervals specified by the expression (1):
T j = t 0 · 10 j˙Δx ,
where j is the sequence number of the interval;
T j is the end time of the jth interval;
t 0 is the coefficient;
Δx is a parameter specifying the duration of the intervals, Δx>0; calculated average pressure values by the formula (2):
where j is the sequence number of the interval over which the pressure is averaged;
P j is the average pressure in the jth interval;
N j is the number of measurements on the jth interval;
i - serial number of pressure measurement on the j-th interval;
p i - the result of the i-th pressure measurement in the well,
with parameter Δx = 0.1 and coefficient t 0 = 1 sec. Since the well does not stop immediately after closing the working valve at the wellhead, the initial portion of the pressure recovery curve is strongly distorted by unsteady processes occurring at the bottom and in the wellbore. Only after their completion, after about 100 seconds for the wells of the Yubileynoye field, does the dependence of the square of the bottom pressure on the logarithm of time become linear. Therefore, to assess the required number of measurements, intervals with a serial number greater than 20 were selected. The calculation was carried out according to the formula (12):
where N j is the number of measurements on the jth interval;
γ is the permissible relative error of the results;
δp is the absolute error of pressure measurement;
ΔPz j is the expected value of the bottomhole pressure change between the intervals.
Ожидаемая величина изменения давления между интервалами оценивалась по известным характеристикам продуктивного пласта Юбилейного месторождения и составила величину ≈ 0,001 МПа. В погрешности измерения давления учитывалась только случайная составляющая, которая была равна ~0,0015 МПа. Как показал расчет, требовалось не менее 40 замеров давления на интервалах усреднения, чтобы погрешность результата не превышала 50%. Для этого был установлен шаг измерений ~ 0,5 сек, поскольку длительность выбранных интервалов больше 20 сек. Длительность интервалов со временем возрастала и была возможность, не повышая погрешность результата, увеличить шаг между измерениями, однако для упрощения алгоритма измерений он оставался постоянным на протяжении всего исследования скважины. The expected value of the pressure change between the intervals was estimated by the known characteristics of the productive layer of the Yubileynoye field and amounted to ≈ 0.001 MPa. Only the random component, which was equal to ~ 0.0015 MPa, was taken into account in the measurement error of pressure. As the calculation showed, at least 40 pressure measurements were required at averaging intervals so that the error of the result did not exceed 50%. For this, a measurement step of ~ 0.5 s was set, since the duration of the selected intervals was more than 20 s. The duration of the intervals increased with time and it was possible, without increasing the error of the result, to increase the step between measurements, however, to simplify the measurement algorithm, it remained constant throughout the entire study of the well.
Кривая восстановления давления на забое скважины, рассчитанная с помощью барометрической формулы по устьевым замерам, в виде зависимостей квадрата давления от логарифма времени, прошедшего от момента остановки скважины, представлена на фиг. 1. Кривая 1 на фиг. 1 построена по результатам исследований известным способом, а кривая 2 на фиг.1 - по результатам исследований предлагаемым способом. The pressure recovery curve at the bottom of the well, calculated using the barometric formula for wellhead measurements, in the form of the dependences of the squared pressure on the logarithm of the time elapsed from the time the well was stopped, is shown in FIG. 1. Curve 1 in FIG. 1 is built according to the results of research in a known manner, and
Для определения начала линейного участка кривой восстановления давления было рассчитано разностное отношение для предлагаемого способа по формуле (5):
где j - порядковый номер интервала;
Δ(P2)'j - разностное отношение;
Pzj, Pzj-1 - давление на забое скважины, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервале;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx = 0,1;
а для известного способа по формуле:
где Δ(P2)'i - разностное отношение;
i - порядковый номер замера;
pi, pi-1 - результаты соответственно i-го и i-1-го замера давления в скважине;
ti, ti-1 - время проведения соответственно i-го и i-1-го замера.To determine the beginning of the linear portion of the pressure recovery curve, the difference ratio was calculated for the proposed method according to the formula (5):
where j is the sequence number of the interval;
Δ (P 2 ) ' j is the difference ratio;
Pz j , Pz j-1 - pressure at the bottom of the well, averaged, respectively, on the j-th and j-1-th interval;
Δx is a parameter that sets the duration of the intervals, Δx = 0.1;
and for the known method according to the formula:
where Δ (P 2 ) ' i is the difference ratio;
i - serial number of measurement;
p i , p i-1 - the results of the i-th and i-1-th pressure measurements in the well, respectively;
t i , t i-1 - time of the i-th and i-1-th measurements, respectively.
График разностного отношения для известного способа представлен на фиг. 2 кривой 1, для предлагаемого способа - на фиг. 2 кривой 2. Как видно из фиг. 2, разброс значений квадратов забойных давлений и разностного отношения, полученных по результатам исследований известным способом, не позволяет уверенно выделить линейный участок кривой восстановления давления, обработать его и рассчитать коэффициент β. В то же время, значения разностного отношения, полученного по результатам исследований предлагаемым способом (кривая 2 фиг. 2), стабилизируются при Log Tj > 1,9, что указывает на начало линейного участка кривой восстановления давления. Данные, соответствующие линейному участку кривой восстановления давления, были обработаны по формуле (6):
Pz2= α+β·lgT,
где T - время, прошедшее от начала измерений;
Pz - давление на забое скважины в момент времени T;
α и β - коэффициенты, содержащие информацию о фильтрационных и емкостных параметрах пористой среды,
и рассчитано значение коэффициента β = 0,0876.The difference relation graph for the known method is shown in FIG. 2 curve 1, for the proposed method is shown in FIG. 2 of
Pz 2 = α + β · logT,
where T is the time elapsed from the start of measurements;
Pz is the pressure at the bottom of the well at time T;
α and β are the coefficients containing information about the filtration and capacitive parameters of the porous medium,
and the value of the coefficient β = 0.0876 is calculated.
Таким образом, предлагаемый способ существенно повышает качество исследований высокодебитных скважин по кривым восстановления давления, в том числе и скважин Крайнего Севера Западной Сибири, где высокая проницаемость продуктивных пластов обуславливает незначительную величину изменения давления за время проведения исследований. Специальный алгоритм регистрации давления в скважине и обработки результатов замеров позволяет определить фильтрационные и емкостные параметры продуктивного пласта даже в случае, когда погрешность измерения давления выше величины изменения давления в процессе его восстановления после остановки скважины. Thus, the proposed method significantly improves the quality of research of high-yield wells according to pressure recovery curves, including wells of the Far North of Western Siberia, where the high permeability of productive formations causes an insignificant amount of pressure change during the study. A special algorithm for recording pressure in the well and processing the measurement results allows us to determine the filtration and capacitive parameters of the reservoir even when the pressure measurement error is higher than the pressure change in the process of its recovery after the well stops.
Источники информации:
1. Кульпин Л. Г. , Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. -М: Недра, 1974, с. 17.Sources of information:
1. Kulpin L. G., Myasnikov Yu.A. Hydrodynamic research methods of oil and gas bearing strata. -M: Nedra, 1974, p. 17.
2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980, с. 178-179. 2. Instruction for a comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells. Ed. G.A. Zotova, Z.S. Aliyev. - M .: Nedra, 1980, p. 178-179.
3. А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995, с. 263-265 (прототип). 3. A.I. Gritsenko, Z. S. Aliyev, O. M. Ermilov, V. V. Remizov, G. A. Zotov. Well Research Guide. -M .: Nauka, 1995, p. 263-265 (prototype).
Claims (1)
Tj = t0·10j·Δx,
где j - порядковый номер интервала;
Tj - время окончания j-го интервала;
to - коэффициент;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx > 0;
производят расчет и регистрацию среднего значения давления
где j - порядковый номер интервала, на котором производится усреднение давления;
Pj - среднее давление на j-м интервале;
Nj - количество замеров давления на j-м интервале;
i - порядковый номер замера давления на j-м интервале;
pi - результат i-го замера давления в скважине,
пересчитываемого по барометрической формуле в давление на забое скважины Pzj,
после чего определяют разностное отношение по формуле
где Δ(P2)j - разностное отношение;
Δx - параметр, задающий длительность интервалов, Δx > 0;
Pzj, Pzj-1 - давление на забое скважины, усредненное соответственно на j-м и j-1-м интервалах;
по стабилизации которого выделяют участок кривой восстановления давления с линейным характером зависимости квадрата забойного давления от логарифма времени для определения фильтрационных и емкостных параметров пористой среды, причем для обеспечения заданной точности результатов количество замеров на интервалах времени, где рассчитывают среднее давление, выбирают из условия:
где Nj - количество замеров на j-м интервале;
γ - допустимая относительная погрешность результатов;
σp - абсолютная погрешность измерения давления;
ΔPzj - ожидаемое изменение забойных давлений между интервалами.The method of gas-hydrodynamic studies, including shutting down a well operating at a steady state with known characteristics, recording the pressure in it and processing the obtained pressure recovery curve, characterized in that the pressure in the well after stopping it is measured and recorded with a predetermined time step and following each other other time intervals specified by the expression
T j = t 0 · 10 j · Δx ,
where j is the sequence number of the interval;
T j is the end time of the jth interval;
t o is the coefficient;
Δx is a parameter specifying the duration of the intervals, Δx>0;
calculate and record the average pressure
where j is the sequence number of the interval over which the pressure is averaged;
P j is the average pressure in the jth interval;
N j is the number of pressure measurements on the jth interval;
i - serial number of pressure measurement on the j-th interval;
p i - the result of the i-th pressure measurement in the well,
recalculated according to the barometric formula to the pressure at the bottom of the well Pz j ,
then determine the difference ratio by the formula
where Δ (P 2 ) j is the difference ratio;
Δx is a parameter specifying the duration of the intervals, Δx>0;
Pz j , Pz j-1 - pressure at the bottom of the well, averaged respectively at the j-th and j-1-th intervals;
for stabilization of which a section of the pressure recovery curve is identified with a linear dependence of the square of the bottomhole pressure on the time logarithm to determine the filtration and capacitive parameters of the porous medium, and to ensure the given accuracy of the results, the number of measurements at time intervals where the average pressure is calculated is selected from the condition:
where N j is the number of measurements on the jth interval;
γ is the permissible relative error of the results;
σp is the absolute error of pressure measurement;
ΔPz j - the expected change in bottomhole pressure between intervals.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99114118A RU2162939C1 (en) | 1999-06-23 | 1999-06-23 | Technique of gas hydrodynamic investigation of wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99114118A RU2162939C1 (en) | 1999-06-23 | 1999-06-23 | Technique of gas hydrodynamic investigation of wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2162939C1 true RU2162939C1 (en) | 2001-02-10 |
Family
ID=20222005
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99114118A RU2162939C1 (en) | 1999-06-23 | 1999-06-23 | Technique of gas hydrodynamic investigation of wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2162939C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2407887C1 (en) * | 2010-03-03 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well surveying method |
| RU2531696C2 (en) * | 2009-05-22 | 2014-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Device and method for simulation of well structure and operating performances |
| RU2747959C1 (en) * | 2020-11-04 | 2021-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4150721A (en) * | 1978-01-11 | 1979-04-24 | Norwood William L | Gas well controller system |
| SU1343007A1 (en) * | 1986-01-30 | 1987-10-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method of determining optimal yield of oil well |
| RU797287C (en) * | 1979-08-22 | 1995-06-19 | Лимбергер Юрий Анатольевич | Method of determining saturation, capacity, and filtering properties cracked collectors |
| RU2067665C1 (en) * | 1992-01-27 | 1996-10-10 | Василий Иванович Тищенко | Method for studying gas wells in the process of operation |
| RU2125151C1 (en) * | 1998-06-11 | 1999-01-20 | Вяхирев Рем Иванович | Method for determining parameters of gas-bearing bed and output of wells drilled in bed |
-
1999
- 1999-06-23 RU RU99114118A patent/RU2162939C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4150721A (en) * | 1978-01-11 | 1979-04-24 | Norwood William L | Gas well controller system |
| RU797287C (en) * | 1979-08-22 | 1995-06-19 | Лимбергер Юрий Анатольевич | Method of determining saturation, capacity, and filtering properties cracked collectors |
| SU1343007A1 (en) * | 1986-01-30 | 1987-10-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method of determining optimal yield of oil well |
| RU2067665C1 (en) * | 1992-01-27 | 1996-10-10 | Василий Иванович Тищенко | Method for studying gas wells in the process of operation |
| RU2125151C1 (en) * | 1998-06-11 | 1999-01-20 | Вяхирев Рем Иванович | Method for determining parameters of gas-bearing bed and output of wells drilled in bed |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Недра, 1995, с.263 и 264. * |
| КУЛЬПИН Л.Г., МЯСНИКОВ Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - м.: Недра, 1974, с.17. СЕРЕДА Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика. - М.: Недра, 1986. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531696C2 (en) * | 2009-05-22 | 2014-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Device and method for simulation of well structure and operating performances |
| RU2407887C1 (en) * | 2010-03-03 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well surveying method |
| RU2747959C1 (en) * | 2020-11-04 | 2021-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101139925B (en) | Method for while-drilling testing reservoir parameter property and adjusting well drilling action in real time | |
| US8176984B2 (en) | Systems and methods for downhole sequestration of carbon dioxide | |
| EA015598B1 (en) | Testing process for zero emission hydrocarbon wells | |
| RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
| US8606522B2 (en) | Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation | |
| CN112282743A (en) | Method for predicting drilling mudstone formation pressure | |
| CN114991690B (en) | Formation pressure test method and device while drilling | |
| US4793413A (en) | Method for determining formation parting pressure | |
| RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
| RU2162939C1 (en) | Technique of gas hydrodynamic investigation of wells | |
| CN112069690B (en) | Evaluation method for deep water fault block oil reservoir long horizontal well multi-stage oil nozzle test productivity | |
| RU2167289C2 (en) | Method of determining formation pressure in oil well | |
| CN106321076B (en) | Water injection well starting pressure testing method | |
| RU2645055C1 (en) | Method for automatic monitoring of gas and gas-condensate wells in fields in extreme north | |
| US3550445A (en) | Method for testing wells for the existence of permeability damage | |
| RU2083817C1 (en) | Method for determining condition of well down-hole zone | |
| CN120667096A (en) | Method for decomposing surface coefficient system of buried hill fractured reservoir | |
| Alberty et al. | The use of modeling to enhance the analysis of formation-pressure integrity tests | |
| RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
| US11686168B2 (en) | Apparatus and methods for determining in real-time efficiency of extracting gas from drilling fluid at surface | |
| RU2368772C1 (en) | Monitoring method of multi-bed well with elimination of cross-flows between beds | |
| CN108717036B (en) | An experimental evaluation method for dynamic phase-permeability curves during reservoir waterflooding | |
| RU2837039C1 (en) | Well flow rate determination method | |
| RU2229592C1 (en) | Method for determining layer pressure | |
| RU2214508C1 (en) | Method of leakage test of injection well flow string |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070624 |