Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности исследований газовых скважин на установившихся режимах фильтрации

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности исследований газовых скважин на установившихся режимах фильтрации"

005534625

На правах рукописи

НУРМАКИН АНТОН ВАЛЕНТИНОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 О ОКТ 2013

Тюмень - 2013

005534625

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью Тюмен-НИИгипрогаз Открытого акционерного общества «Газпром» (ООО «ТюменНИИгипрогаз» ОАО «Газпром»).

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

Лапердин Алексей Николаевич Официальные оппоненты: - Сохошко Сергей Константинович

доктор технических наук, доцент Тюменский государственный нефтегазовый университет, заведующий кафедрой моделирования и управления процессами нефтегазодобычи - Колмаков Алексей Владиславович кандидат технических наук, заместитель генерального директора - главный геолог ООО «Газпром добыча Ноябрьск» Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» (ООО «ВолгоУралНИПИгаз»)

Защита состоится 24 октября 2013 года в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 сентября 2013 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, ,

кандидат технических наук, доцент ^Ь и."

ОУ1

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Процесс разработки месторождений углеводородного сырья обычно происходит в условиях острого дефицита геолого-технологической информации и недостаточной ее достоверности. Эта проблема является общей для большинства месторождений, и связана она с дискретным характером поступающих данных. Её эффективное решение требует теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований.

Одним из основных инструментов для получения информации о состоянии объекта разработки являются методы газодинамических исследований скважин (ГДИС). Следовательно, от этих методов во многом зависит эффективность мероприятий по контролю и рациональной разработке месторождения.

Изучение и освоение сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири на разных стадиях разработки связаны с определёнными трудностями и требует как совершенствования методик исследования, так и способов интерпретации исходных данных, полученных во время исследований. Существующие нормативные документы по исследованию скважин не в полной мере отражают особенности определения газодинамических параметров пластов и скважин.

Таким образом, совершенствование методов ГДИС газовых залежей является весьма актуальной и перспективной задачей.

Цель работы

Совершенствование методов контроля за разработкой газовой залежи путем повышения достоверности газодинамического исследования скважины (ГДИС) газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.

Основные задачи исследований

1. Выявление, систематизация и анализ основных факторов, влияющих на эффективность контроля за разработкой газовых месторождений.

2. Определение степени влияния погрешностей измерительных приборов на эффективность (или рациональность) применения методов контроля за разработкой газовых месторождений.

3. Совершенствование методов контроля за разработкой газовых месторождений в период постоянной и падающей добычи.

4. Разработка методики оптимизации объема исследований скважин на газовых промыслах в период постоянной добычи для повышения эффективности контроля за разработкой залежи.

Объект и предмет исследования

Объектом исследований являются газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования - методы исследований скважин на установившихся режимах фильтрации.

Научная новизна

1. Разработана методика оптимизации времени работы скважины на режимах, позволяющая уточнить величину водного фактора в процессе газодинамических исследований.

2. Разработана методика оптимизации количества исследований с целью регулирования разработки, позволяющая сократить непроизводительные потери газа.

3. Оценена достоверность определения забойного давления по подвижному столбу газа в сеноманских газовых скважинах в процессе контроля и регулирования разработки месторождений.

4. На основе статистического анализа большого объема геолого-промысловой информации оценено влияние погрешности измерительных приборов и методов обработки полевого материала на конечные результаты газодинамических исследований скважин.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Усовершенствованная методика исследований скважин, позволяющая достоверно определять водный фактор в процессе исследований скважин.

2. Алгоритм оптимизации объёма ГДИС в период постоянной добычи газа.

3. Совершенствования существующих методов исследований скважин и снижение влияния организационных, технологических и технических факторов на результат исследований.

Практическая ценность и реализация работы

В основу работы положены авторские исследования и инновации, реализация которых в течение последних лет ведётся на следующих месторождениях: За-

полярное, Самбургское, Береговое и Медвежье. Предложены методики исследований скважин на разных этапах разработки газовых месторождений. По авторским методикам оценка продуктивности скважин показала достоверные результаты и определила возможность надежного прогноза изменения фильтрационных характеристик во времени.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований включает разработку методик ГДИС, их интерпретации и алгоритма оптимизации количества исследований.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на: 5-ой научно-практической конференции ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (г.Оренбург, 2011г.); Международной конференции молодых специалистов проектных организаций ОАО «Газпром» «Инновационные решения в области добычи, транспорта и переработки газа и газового конденсата» (г. Донецк, 2011г.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука (г. Новосибирск, 2011г.); заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром» (г. Москва, 20102013 гг.); на научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым» (г. Тюмень, 20102013 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской

Федерации для публикации материалов диссертации.

Состав и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка используемых источников из 79 наименований. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунков и 20 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе проведен анализ и обобщение теоретических и приклад--ных аспектов в области исследований газовых скважин на установившихся режимах фильтрации в различных условиях эксплуатации.

Исследования газовых скважин на установившихся режимах фильтрации получили широкое применение и составляют 80 % от доли всех исследований, поскольку они дают наиболее объективную информацию о продуктивности скважины. Наиболее значимыми среди научных работ, посвященных исследованиям скважин на установившихся режимах фильтрации, являются работы Алиева З.С., Гриценко А.И., Зотова Г.А.. Так же вопросам исследования газовых скважин посвящены труды таких учёных, как: Бузинов С.Н., Умрихин И.Д., Гриценко А.И., Басниев К.С., Ермилов О.М., Лапердин А.Н., Маслов В.Н., Ли Г.С., Ланчаков Г.А., Бердин Т.Г., Шагиев Р.Г., Карнаухов М.Л. и других.

На основе имеющихся научных трудов и накопленного практического опыта учёные выделяют следующие основные направления в газодинамических исследованиях скважин: исследования при установившихся (стационарных) режимах фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа.

Технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации заключается в следующем: перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Как правило, исследования начинаются с меньших дебитов и заканчивается большими (прямой ход). Для контроля качества

исследований используется 2-3 режима обратного хода. Скважину следует запускать в отработку на режиме с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии фиксируется тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (штуцере) не изменяется во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется, а полученное давление используется для построения индикаторной кривой.

На всех режимах необходимо соблюдать те же условия и проводить аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, выноса жидкости и твердых частиц. Необходимо, чтобы один из режимов обратного хода был с минимальным дебитом, что позволяет качественно оценить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при работе скважины на режимах прямого хода.

На основе результатов исследований газовых скважин на установившихся режимах фильтрации осуществляется контроль за разработкой месторождения, оцениваются продуктивные характеристики скважин и залежей, потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безводной эксплуатации залежи и устанавливается технологический режим работы эксплуатационного фонда скважин.

Определенные трудности возникают при исследовании скважин с подачей газа в газопровод, так как диапазон изменения дебита по сравнению с исследованиями в атмосферу заметно сужается. Ограничение, накладываемое противодавлением системы внутрипромыслового сбора газа, не всегда позволяет качественно построить индикаторную линию в скважинах в зависимости от продуктивности пласта и пропускной способности скважины и шлейфа.

В начальный период разработки исследования скважин с подачей газа в газопровод необходимо выполнять с использованием данных телеметрии и телемеханики, что даст наиболее точные результаты в сравнении с определением дебита расчётным путём.

Во втором разделе автором выделены, систематизированы и проанализированы факторы, влияющие на результаты ГДИС (рисунок 1). В диссертационной работе использованы материалы более 400 газодинамических исследований методом установившихся отборов на месторождениях севера Западной Сибири.

ОС

Рисунок 1 - Классификация факторов, влияющих на результаты ГДИС

В настоящее время на газовых месторождениях Западной Сибири при проведении ГДИС широкое применение получил образцовый манометр (МО). Однако данный прибор является устаревшим. Он не позволяет производить непрерывную запись устьевых показаний. С целью повышения достоверности результатов автором был проведён эксперимент, в котором в процессе исследований были использованы два различных прибора.

Эксперимент заключался в том, что на скважинах сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения были проведены исследования с использованием универсального манометра-термометра (УМТ) и МО. По полученным данным построены графики, показывающие разницу величин коэффициентов фильтрационного сопротивления и индикаторных линий, полученных путем замера двумя различными приборами (рисунок 2).

па по УМТ аапоМО

0,2

Г-Г ] г*—"" ' | Г 1 Г—| Г—

1111 1151 2053 2067 3202 3141 1113

номера скважин

а)

пЬУМТ аьмо

1111 1151 2053 2067 3202 3141 1113

номера скважин

б)

Рисунок 2 - а) Диаграмма значений коэффициента фильтрационного

сопротивления а, определённых по результатам замеров, произведённых различными приборами; б) диаграмма значений коэффициента фильтрационного сопротивления Ь, определённых по результатам замеров, произведённых различными приборами

Анализ показывает разницу показаний в течение одного исследования между двумя различными приборами при одинаковых условиях, а также влияние погрешности на конечный результат в виде фильтрационных коэффициентов «я» и «Ь», являющихся основой для определения продуктивности скважин. В данном случае коэффициенты «а» и «Ь», полученные в результате исследований с использованием ОМ, отличаются на 16,4 и 45,5 % соответственно от коэффициентов «а» и «Ь», полученных при использовании УМТ.

Результаты проведенных исследований на скважинах Заполярного месторождения с использованием разных приборов показывают, что даже незначительная погрешность в исходных данных приводит к существенным изменениям конечных результатов. Таким образом, по данным, полученным с использованием УМТ, можно более точно определить забойное давление на режиме при отсутствии глубинных замеров, что весьма актуально для месторождений, находящихся на этапе падающей добычи газа.

На большинстве месторождений, находящихся в эксплуатации длительное время, в настоящее время отсутствуют системы телеметрии, установленные на устье скважины, и дебит определяется при ГДИС при помощи диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Так как дебит определяется расчётным путём, немаловажное значение играет роль определения давления на ДИКТе и температуры.

Влияние погрешности, возникающей при замере давления на ДИКТе на величину дебита, показано на рисунке 3. Из представленных данных следует, что при завышении давления на 0,23МПа дебит завышается на 11%.

В настоящей работе проведены исследования по оценке влияния способа интерпретации данных на результаты исследования скважин в условиях сеноман-ских залежей севера Западной Сибири при устьевых давлениях в диапазоне от 2,5 МПа до 8,0 МПа и температуре от 8 до 20 °С.

Для получения качественных результатов ГДИС необходимо точно определить забойное давление. Существуют три способа определения забойного давления: расчет по неподвижному столбу газа (по Рзт), расчет по подвижному столбу газа (Ртр) и прямой замер забойного давления глубинным манометром. В ходе про-

веденных промысловых экспериментов установлено, что наиболее точным является определение забойного давления путем прямого замера, а формула пересчёта через трубное давление даёт большую погрешность. Расчетные методы не дают качественных результатов, так как не могут учесть низкого значения депрессии на пласт (порядка 0,01 МПа), наличие столба жидкости на забое, наличие песчаной пробки и других факторов.

74 -72 -70 -68 -

н

-й 66

СО

64 -

СУ

62 60 -58 -56 -

1,5 1,55 1,6 1,65 1,7 1,75

Рдикт, МПа

Рисунок 3 - График зависимости дебита от давления, замеренного на ДИКТе

Результаты интерпретации исследований, выполненных с применением различных способов определения забойного давления, представлены в таблице 1. Наиболее точными являются исследования, проведённые с применением прямого замера забойного давления на режимах работы, так как погрешность определения забойного давления равна классу точности глубинного манометра.

Таким образом установлено, что при определении забойного давления в процессе исследований путём пересчёта по неподвижному столбу газа погрешность коэффициента «а» составляет 80,5 %, коэффициента «Ь» - 73,4 %, а при определении забойного давления путём пересчёта по подвижному столбу газа погрешность коэффициента «а» составляет 93,1 %, коэффициента «Ь» - 85,3 %.

Таблица 1 - Результаты интерпретации ГДИС

№ скважины Результаты исследования при прямом замере забойного давления Результаты исследования при расчете забойного давления по неподвижному столбу Результаты исследования при расчете давления по подвижному столбу

а при прямом замере забойного давления Ь при прямом замере забойного давления а при расчете забойного давления по неподвижному столбу b при расчете забойного давления по неподвижному столбу а при расчете давления по подвижному столбу b при расчете давления по подвижному столбу

2013 0,0428 0,0157 0,0038 0,1005 -0,4502 0,7112

2147 0,0247 0,0244 0,0013 0,037 -0,5422 0,3702

2173 0,0463 0,0279 0,0109 0,0645 -0,1079 0,1732

2176 0,0428 0,0202 0,0113 0,0687 0,1238 -0,1041

2085 0,0421 0,0337 0,0047 0,0792 -0,4083 0,2929

2091 0,0368 0,0179 0,0239 0,1543 0,0296 -0,9152

2103 0,0708 0,0211 0,0038 0,1005 -0,4502 0,7112

В ходе экспериментов установлено, что определение забойного давления по подвижному столбу газа не позволяет получить удовлетворительных результатов.

В третьем разделе проведен анализ достоверности исследований скважин на наиболее крупных месторождениях Западной Сибири в периоды постоянной и падающей добычи, в результате которого было установлено, что всего 31 % исследований проводят с прямым замером забойного давления на режиме. Прямые замеры забойного давления производят только на тех месторождениях, которые введены в эксплуатацию в последние 5-10 лет.

Автором проведена оценка влияния погрешности определения дебита газовых скважин на стадиях постоянной и падающей добычи.

На этапе постоянной добычи погрешность определения дебита составляет от 2,5% до 5% в зависимости от конкретных условий, а на поздней от 3,4% до 9% в зависимости от условий исследований скважины.

Оценена точность определения коэффициентов а и Ь в зависимости от количества режимов при исследовании скважин (рисунок 4).

Установлено, что исследование скважины менее чем на 7 режимах приводит к возникновению погрешности в определении коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ь. Ошибка может составлять до 90 %.

На большинстве скважин газовых месторождений Западной Сибири дебит определяется расчётным путём. В ходе исследования проведена оценка влияния погрешности, возникающей при определении дебита в диапазоне работы скважины от 100 до 1000 тыс. м3/сут, на коэффициенты фильтрационных сопротивлений (рисунок 5).

Количество режимов

Рисунок 4 - График зависимости погрешности определения коэффициентов а и Ь от количества режимов

Погрешность <3, %

Рисунок 5 - График точности определения дебита на коэффициенты фильтрационных сопротивлений

На поздней стадии разработки широкое применение при исследованиях сква- | жин методом установившихся отборов получила установка «Надым». Автором до- ; казано, что использование данной установки не эффективно при больших объёмах жидкости, поступающей совместно с продукцией из скважины, так как объём мер- ; ных емкостей небольшой и составляет 20 литров. В большинстве случаев мерные ёмкости заполняются быстрее и по этой причине содержание жидкости, выносимой на режиме, существенно занижается. При корректном проведении исследований | скважин на установившихся режимах количество жидкости в продукции должно увеличиваться с увеличением дебита и наоборот.

Тем не менее, достаточно часто отмечается нарушение данной зависимости, т.е. при увеличении диаметра диафрагмы, а, следовательно, и дебита, водный фактор уменьшается. Обычно это связано с некорректностью проведения исследований. Во время продувки скважины перед исследованием не достигается полного очищения забоя от жидкости, что приводит к ошибочным результатам при определении водного фактора на режиме работы скважины. Пример такого замера изображён на рисунке 6.

lililí..

38,1 28,57 31,6 34,91 38,1 41,35 28,57 31,6 Диаметр диафрагмы, мм

Рисунок 6 - Диаграмма изменения водного фактора от диаметра диафрагмы

Из рисунка 6 видно несоответствие замеров классическим представлениям обычной закономерности изменения водного фактора при изменении режима

работы скважины. Максимальный водный фактор 931,7 мм3/м3 отмечается на диафрагме диаметром 34,91 мм, а не на 41,35 мм, на которой водный фактор гораздо меньше 453,6 мм3/м3, значения водного фактора при прямых режимах даже приблизительно не совпадают со значениями на обратных режимах. Из анализа диаграммы (рисунок 6) следует, что фактическое очищение призабойной зоны произошло на предпоследнем режиме при диаметре диафрагмы 28,57 и последнем режиме при диаметре диафрагмы 31,6. Соответственно первые шесть режимов не информативны и не могут быть использованы при интерпретации.

В ходе исследования установлено, что время работы на режиме часто недостаточно для того, чтобы адекватно определить водный фактор. Обычно оно меньше, чем необходимо для получения достоверных результатов. Например, при исследовании одной и той же скважины на одинаковых диафрагмах получены различные значения водного фактора. При исследовании скважины 438 Медвежьего НГКМ на диафрагме диаметром 34,91мм в течение 20 минут получен водный фактор, равный 1549,8 мм3/м3, а при исследовании той же скважины при тех же условиях, но с периодом времени вдвое больше (40 мин), получили водный фактор, равный 3666,2 мм3/м3 (рисунок 7).

юоо

500

•скважина 438 водный фактор

скважина 433 водный фактор

4500 4000 3500 "2 3000 ¿2500 н 2000

-е-1500 ¡к

20

40

60

90 30

Время, мин

60

90

Рисунок 7 - График зависимости водного фактора от изменения времени замера

Из рисунка 7 следует, что занижение времени исследований приводит к некорректным результатам при определении водного фактора скважины в процессе

исследований. В данном случае возникает проблема при интерпретации данных исследований, так как отбраковка одного из режимов внесёт значительную погрешность. Для получения корректных результатов определения водного фактора необходимо, чтобы время исследования на всех режимах, как прямого хода, так и обратного, составляло не менее 60 минут в условиях сеномана в период падающей добычи.

■ ■ I I I ■ ■

28,57 31,6 34,91 38.1 41,35 28,57 31,6

Диаметр диафрагмы, мм

Рисунок 8 - Диаграмма изменения водного фактора в зависимости от диаметра диафрагмы

На рисунке 8 показано, как зависит изменение водного фактора от изменения диаметра диафрагмы, используемой при исследованиях скважин. С увеличением расхода газа (увеличением диаметра диафрагмы), увеличивается водный фактор. Автором установлено, что данная закономерность характерна для большинства скважин, работающих в условиях падающей добычи.

В результате интерпретации большого объёма ГДИС установлено, что недостаточное время исследования на режиме (занижение времени при исследовании скважины) существенно влияет на точность определения дебита скважины. На рисунке 9 представлена диаграмма изменения дебита от времени работы скважины на режиме.

Для анализа взяты данные по работе скважин № 509 и 502 Медвежьего НГКМ. При исследовании скважины № 509 на диафрагме диаметром 28,57 при прямом ходе в течение 30 минут получен дебит, равный 90 тыс.м3/сут, а при ис-

700 -

¿г боо -

1.500 -

0

1 400 --в-

>8 300 -л х

§ 200 -ю

100 -

следовании той же скважины на обратном режиме в течение 60 минут - 128 тыс.м 7сут. При исследовании скважины № 502 на диафрагме диаметром 21,18 при прямом ходе в течение 30 минут получен дебит, равный 58 тыс.м3/сут, а при исследовании той же скважины на обратном режиме в течение 60 минут - 76 тыс.м3/сут. В данном случае по скважинам № 509 и 502 Медвежьего НГКМ допущена погрешность при определении дебита.

□ величена дебита на скважине 509

1величена дебита на скважине 502

140

120 4—

В 60 ю

<и

40

20

о Время, мино

Рисунок 9 - Диаграмма влияния времени работы скважины на точность определения дебита

Принимая во внимание тот факт, что в обоих случаях значения дебита, полученные при исследованиях на прямом и обратном режимах, значительно различаются, можно сделать вывод, что при проведении исследований не была соблюдена технология проведения работ, вследствие чего возникла погрешность при определении дебита. Скважина была недостаточно отработана перед исследованиями, что в условиях наличия жидкости в продукции скважины недопустимо. Следовательно, необходимо проведение специальных исследований, направленных на обоснование времени отработки на режиме.

В условиях отсутствия систем телеметрии очень важно точное определение дебита, так как дебит, определённый при исследованиях, берётся за основу в процессе составления технологического режима работы скважины.

В четвертом разделе автором предлагаются новые технологические и технические решения, направленные на совершенствование методов исследований скважин на установившихся режимах фильтрации. В частности, предложено внести изменения в существующую конструкцию обвязки куста скважин для создания специального узла для подключения исследовательского оборудования (рисунок 10).

Рисунок 10 - Схема специального узла для подключения исследовательского оборудования: 1 - куст скважин, 2 - входной отвод, 3 - задвижка отсекающая, 4 - выходной отвод, 5 - факельная линия, 6 - задвижка концевая, 7 - площадка факела, 8 - задвижка, 9 - обратный клапан, 10 - межпромысловый коллектор, 11 - площадка под мобильное оборудование, 12 - кран шаровой, 13 - быстро-разъёмное соединение, 14 - технолгоическая линия

В настоящее время существует широкий спектр различного исследовательского оборудования для получения качественных результатов исследования скважин. Но, к сожалению, на большинстве газовых промыслов оно не получило широкого распространения ввиду отсутствия возможности его подключения, в связи с чем исследования проводятся на оборудовании устаревшем как технически, так и морально, что приводит к получению некачественных результатов.

Существуют мобильные сепарационные установки, позволяющие замерять большие объёмы жидкости, поступающей попутно с газом, но они требуют создания специальных узлов подключения, которые отсутствуют в серийных схемах. Автором предложено внести конструктивные изменения в обвязку куста скважин

для создания возможности подключения специального исследовательского оборудования (сепаратор, расходомер), что позволит увеличить качество исследований и своевременно принимать меры по предупреждению возникновения осложнений приэксплуатации скважин.

Период постоянной добычи на газовых месторождениях характеризуется, как правило, незначительными изменениями эксплуатационных характеристик (коэффициентов фильтрационного сопротивления, депрессии, дебита), изменение которых контролируется темпом падения пластового и забойного давления. Так как скважины в период постоянной добычи работают практически без осложнений, то на результаты газодинамических исследований влияет сравнительно небольшое количество факторов. Стабилизация режима работы скважины происходит за довольно короткий промежуток времени. Доказано, что период стабилизации режима на этапе постоянной добычи в сеноманских коллекторах занимает 1020 минут при исследовании скважины с выпуском газа в атмосферу и не менее 40 минут при исследовании скважины с выпуском газа в газопровод.

В работе предложена методика исследований скважин в период постоянной добычи, позволяющая получить более качественные результаты в условиях, когда факторы, осложняющие процесс исследований скважин (значительное содержание жидкости в продукции, наличие песчаных пробок на забое скважины, низкое пластовое давление и др.) не имеют определяющего значения. Методика заключается в исследовании скважины на семи режимах, пять из которых являются прямыми, а два обратными. Минимальный дебет на прямом режиме должен соответствовать 10-20 % (в зависимости от условий гидратообразования) от максимального технологического режима, а максимальный - 100%. Дебет на обратных режимах должен точно соответствовать дебетам двух промежуточных режимов. Так же немаловажным фактором получения качественной индикаторной линии является время работы скважины на режиме. Экспериментальным путем автором установлено, что время стабилизации рабочих параметров скважины в условиях сеномана составляет не менее 40 минут. Исходя из чего, предлагается установить минимальное время на режиме не менее 40 минут, что позволить увеличить достоверность и точ-

ность получаемой информации. В результате использования данной методики сокращается время работы на режиме на 20 - 40 %. Также данная методика позволяет сократить количество сжигаемого газа при исследованиях на 80 % при одном исследовании.

В период падающей добычи возникает множество дополнительных факторов, влияющих на проведение газодинамических исследований, вследствие чего возрастает опасность получения некачественных результатов (отрицательные коэффициенты фильтрационного сопротивления аи Ь, заниженные или завышенные депрессии вследствие неправильного определения забойного давления на режиме). На данный момент практически все газодинамические исследования на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, выполняется через установку «Надым».

В настоящее время не существует эффективных методик, по которым можно исследовать скважины с вышеописанной проблемой, и подобные скважины исследуются по стандартным методикам с предварительной продувкой скважины до частичного очищения забоя. Вопрос создания адекватной методики по исследованию скважин, работающих в режиме самозадавливания, сейчас стоит наиболее остро в связи с тем, что большинство месторождений севера Западной Сибири вступило в период падающей добычи, многие скважины работают в режиме самозадавливания.

При обработке газодинамических исследований геологическими службами газодобывающих предприятий не используются современные математические методы. На практике используется наиболее простое двухчленное уравнение притока газа к забою несовершенной скважины. При этом в настоящее время разработаны методы обработки ГДИС, позволяющие получить дополнительную информацию, имеющую важное практическое значение.

Периодичность исследований скважин устанавливается проектным документом по разработке месторождения. Основным регламентирующим документом является «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин». Обычно рекомендуется исследовать большую часть фон-

да скважин. Как частный случай в «Рекомендациях по повышению эффективности контроля и управления разработкой Заполярного НГКМ» запланирован охват стандартными исследованиями 75 % фонда эксплуатационных скважин, но при этом не указываются критерии отбора скважин для исследований. В связи с этим автором предлагается методика выбора скважин для проведения стандартных газодинамических исследований.

Данная методика применима для месторождений, вышедших на стадию постоянной добычи. На основании анализа установлено, что основные фильтрационные характеристики пласта и скважины в период постоянных отборов являются медленно меняющимися функциями времени. Это позволяет прогнозировать продуктивность на основании её динамики и значительно сократить ежегодное выполнение дорогостоящих исследований.

Автором разработан алгоритм оптимизации количества исследований в период постоянной добычи, изображённый на рисунке 11. В ходе анализа было установлено, что при исследовании скважины на одном режиме и снятии КВД величина определяемых продуктивных характеристик совпала со значением данного параметра, определённого при газодинамических исследованиях, проведённых ранее.

Рисунок 11 - Алгоритм оптимизации количества исследований в период постоянной добычи на газовых месторождениях

Вышеописанный алгоритм применим только на начальном этапе разработки месторождения в период постоянной добычи (рисунок 12).

а)

б)

Рисунок 12 - График динамики анализируемых характеристик для принятия решения необходимости исследования скважины стандартным методом

Если динамика продуктивных характеристик имеет резкие скачки, как показано на рисунке 12 б, то принимается решение проводить ГДИС, если же измене-

ние продуктивных характеристик равномерное, как изображено на рисунке 12 а, то исследуем скважину на одном режиме с полноценной записью КВД.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. По результатам анализа существующих технологий исследований газовых скважин месторождений севера Западной Сибири выявлены следующие основные факторы, влияющие на результаты исследований: технические: погрешность измерительных приборов; технологические: методика проведения ГДИС; методика обработки результатов; геолого-промысловые: длительность стабилизации режима, наличие в продукции жидкости и механических примесей.

2. Оценена степень влияния погрешности измерительных приборов на результаты исследований скважин. Установлено, что при завышении давления на 0,23 МПа дебет завышается на 11 %.

3. Усовершенствована методика исследований скважин на установившихся режимах фильтрации в период постоянной добычи газа, позволяющая сократить количество газа, сжигаемого при исследованиях на 80%. Установлено, что период стабилизации режима при исследовании скважины без выпуска газа в атмосферу занимает не менее 40 минут в условиях сеномана. Усовершенствована методика исследований скважин на установившихся режимах фильтрации в период падающей добычи, позволяющая более точно определять водный фактор и дебит в процессе исследований. Установлено, что время стабилизации режима работы скважины должно составлять не менее 60 минут, а количество режимов должно быть не менее 7, из них 5 прямых и 2 обратных.

4. Разработан алгоритм оптимизации количества исследований на скважинах месторождений, находящихся на стадии постоянной добычи. Доказано, что сокращение количества исследований на 40%, не ведет к заметной потере информации.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Нурмакин А.В. Влияние вторичного вскрытия сеноманских продуктивных отложений на величину коэффициентов фильтрационного сопротивления / П.С.

Кротов, A.C. Епрынцев, А.Н. Киселев // Вестник Оренбургского государственного университета. - Оренбург, 2011. - №16. - С. 89- 91.

2. Нурмакин A.B. Оптимизация газодинамических исследований на газовых месторождениях / Лапердин А.Н., Кочетов С.Г., Епрынцев A.C. // Геология, география и глобальная энергия. 2011, № 3(42) - С.124-127.

3. Нурмакин A.B. Влияние погрешности на результаты газодинамических исследований / Лапердин А.Н., Кочетов С.Г., Епрынцев A.C. // Геология, география и глобальная энергия. 2011, № 4(43) - С.98-101.

4. Нурмакин A.B. Влияние погрешности термометра на результаты газодинамических исследований / Ю.П. Пеливанов, A.C. Епрынцев // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - М., 2012, № 8. - С. 18-19.

В других изданиях:

5. Нурмакин A.B. Современный метод наиболее точной обработки газодинамических исследований на месторождениях Западной Сибири / Сборник тезисов докладов XVI научно-практической конференции молодых учёных и специалистов ООО «Тюмен-НИИгипрогаз»: 2010 г. // ООО «ТюменНИИгипрогаз».- Тюмень, Флат, 2010 - С. 133-134.

6. Нурмакин A.B. Исследования скважин средствами интеллектуальных систем / Наконечный Ю.С. // Трофимуковские чтения молодых ученых-2011, сборник трудов. Новосибирск, 2011 - С. 204-207.

7. Нурмакин A.B. Анализ фильтрационных коэффициентов самозадавливающих-ся скважин Медвежьего месторождения / П.С. Маслаков, A.C. Епрынцев, A.B. Нурмакин, Ю.П. Пеливанов // Наука и ТЭК - Тюмень: МИПТЭК, 2011. - № 3. - С. 31-33.

8. Нурмакин A.B. Методика оценки объема конденсационной воды, выделяющейся в стволах газовых скважин / Ю.П. Пеливанов, A.C. Епрынцев, П.С. Маслаков, Нурмакин A.B. // Наука и ТЭК - Тюмень: МИПТЭК, 2011, № 5. - С. 61-62.

9. Нурмакин A.B. Анализ результатов газодинамических исследований, выполненных с использованием образцовых манометров / Кочетов С.Г., Наконечный Ю.С., Киликеев H.H. // Наука и ТЭК - № 1, - Тюмень, 2011 - С. 34-35.

10. Пат. 127806 RU, Е 21 В 47/00. Обвязка для исследований скважин / A.B. Нурмакин, A.B. Кустышев, Ю.С. Наконечный, А.Н. Лапердин. - № 2012152170/03; Заявлено 04.12.2012; Опубл.: 10.05.2013. Бюл. №13.

Соискатель . l) Нурмакин A.B.

Подписано к печати 23.09.2013 г. Формат бумаги 60x841/16. [. печ. л. 1,00. Заказ № 175. Тираж 100 экз. ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООВ 625019, г. Тюмень, Воровского, 2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нурмакин, Антон Валентинович, Тюмень

На правах рукописи

НУРМАКИН АНТОН ВАЛЕНТИНОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

гч^ Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

ч^ и газовых месторождений

•О} Диссертация на соискание ученой степени

^^ кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических

наук

А.Н. Лапердин

Тюмень - 2013

Содержание

Введение 4

Глава 1. Анализ существующих методик исследования скважин 8

1.1 Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям 9

1.2 Исследование скважин при установившемся режиме фильтрации газа 12

1.2.1 Методы обработки результатов исследований 13

1.2.2 Особенности обработки результатов исследований скважин с 17 учетом различных условий их эксплуатации

1.2.3 Исследование скважины на одном режиме 22

1.2.4 Исследование скважины с водопроявлениями 24

1.2.5 Исследование скважины, расположенной в кусте скважин 26 1.2.6. Исследование горизонтальных скважин 27 Выводы к главе 1 31

Глава 2. Анализ факторов влияющих на результаты исследований 32

2.1 Влияние погрешности измерительных приборов на результаты ГДИ 34

2.1.1. Влияние погрешности манометров на результаты ГДИ 34

2.1.2. Влияние погрешности термометров на результаты ГДИ 42

2.2 Влияние конструкции скважины на результаты исследований 45

2.3 Влияние методов обработки промысловых данных на результаты 48 газодинамических исследований

2.4 Влияние способа вторичного вскрытия на продуктивность скважины 54

2.5 Влияние человеческого фактора на результаты газодинамических 58 исследований.

Выводы к главе 2 64

Глава 3. Анализ эффективности исследований скважин на 65 установившихся режимах

3.1 Анализ газодинамических исследований в период постоянной добычи 67

3.1.1 Анализ изменения основных продуктивных характеристик в период 69 постоянной добычи

3.1.2 Стабилизация режима при исследовании скважины на 75 установившихся режимах

3.2 Анализ газодинамических исследований скважин в период падающей 86 добычи

Выводы к главе 3 95

Глава 4 Совершенствование методов исследований скважин 97

4.1 Методика по исследованию скважин на установившихся режимах в 103 период постоянной добычи

4.1.1 Повышение достоверности интерпретации газодинамических 112 исследований.

118

4.1.2 Методика приближённого определения пластового давления в период постоянной добычи по оперативным данным телеметрии

4.1.3 Методика прогнозирования результатов газодинамических исследований в период постоянной добычи

4.2 Методика исследований скважин на установившихся режимах в 129 период падающей добычи

4.3 Методика исследований скважин работающих в режиме 135 самозадавливания

4.4 Оптимизация количества исследований в период постоянной добычи 140 Выводы к главе 4 145 Основные выводы и рекомендации 146

Список литературы 148

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Процесс разработки месторождений углеводородного сырья обычно происходит в условиях острого дефицита геолого-технологической информации и недостаточной ее достоверности. Эта проблема является общей для большинства месторождений, и связана она с дискретным характером поступающих данных. Её эффективное решение требует теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований.

Одним из основных инструментов для получения информации о состоянии объекта разработки являются методы газодинамических исследований скважин (ГДИС). Следовательно, от этих методов во многом зависит эффективность мероприятий по контролю и рациональной разработке месторождения.

Изучение и освоение сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири на разных стадиях разработки связаны с определёнными трудностями и требует как совершенствования методик исследования, так и способов интерпретации исходных данных, полученных во время исследований. Существующие нормативные документы по исследованию скважин не в полной мере отражают особенности определения газодинамических параметров пластов и скважин.

Таким образом, совершенствование методов ГДИС газовых залежей является весьма актуальной и перспективной задачей.

Цель работы

Совершенствование методов контроля за разработкой газовой залежи путем повышения достоверности газодинамического исследования скважины (ГДИС) газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.

Основные задачи исследований

1. Выявление, систематизация и анализ основных факторов, влияющих на эффективность контроля за разработкой газовых месторождений.

2. Определение степени влияния погрешностей измерительных приборов на эффективность (или рациональность) применения методов контроля за разработкой газовых месторождений.

3. Совершенствование методов контроля за разработкой газовых месторождений в период постоянной и падающей добычи.

4. Разработка методики оптимизации объема исследований скважин на газовых промыслах в период постоянной добычи для повышения эффективности контроля за разработкой залежи.

Объект и предмет исследования

Объектом исследований являются газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования - методы исследований скважин на установившихся режимах фильтрации.

Научная новизна

1. Разработана методика оптимизации времени работы скважины на режимах, позволяющая уточнить величину водного фактора в процессе газодинамических исследований.

2. Разработана методика оптимизации количества исследований с целью регулирования разработки, позволяющая сократить непроизводительные потери газа.

3. Оценена достоверность определения забойного давления по подвижному столбу газа в сеноманских газовых скважинах в процессе контроля и регулирования разработки месторождений.

4. На основе статистического анализа большого объема геолого-промысловой информации оценено влияние погрешности измерительных приборов и методов обработки полевого материала на конечные результаты газодинамических исследований скважин.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Усовершенствованная методика исследований скважин, позволяющая достоверно определять водный фактор в процессе исследований скважин.

2. Алгоритм оптимизации объёма ГДИС в период постоянной добычи газа.

3. Совершенствования существующих методов исследований скважин и снижение влияния организационных, технологических и технических факторов на результат исследований.

Практическая ценность и реализация работы

В основу работы положены авторские исследования и инновации, реализация которых в течение последних лет ведётся на следующих месторождениях: Заполярное, Самбургское, Береговое и Медвежье. Предложены методики исследований скважин на разных этапах разработки газовых месторождений. По авторским методикам оценка продуктивности скважин показала достоверные результаты и определила возможность надежного прогноза изменения фильтрационных характеристик во времени.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований включает разработку методик ГДИС, их интерпретации и алгоритма оптимизации количества исследований.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на: 5-ой научно-практической конференции ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (г.Оренбург, 2011г.); Международной конференции молодых специалистов проектных организаций ОАО «Газпром» «Инновационные решения в области добычи, транспорта и переработки газа и газового конденсата» (г. Донецк, 2011г.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука (г. Новосибирск, 2011г.); заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром» (г. Москва, 20102013 гг.); на научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО

«Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым» (г. Тюмень, 20102013 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации для публикации материалов диссертации.

Состав и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка используемых источников из 79 наименований. Работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунков и 20 таблиц.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.г.-м.н., профессору А.Н.Лапердину, д.т.н. В. Н. Маслову, д.т.н., профессору A.B. Стрекалову, д.т.н., профессору С.И Грачову, д.г.-и.н. Г.И. Облекову. д.т.н., доценту С.К. Сохошко, д.т.н. .A.B. Кустешеву, к.т.н. П.С. Кротову, к.т.н. A.B. Колмакову, к.т.н М.С. Королеву, к.т.н. Ю.А. Архипову, к.т.н. О.В. Фоминых, к.т.н. В.З. Баишеву, к.т.н. Р.В. Баишеву, Ю.С. Наконечному, Я.С. Козловцевой.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Газогидродинамические исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры: коллекторские и фильтрационные свойства пласта, их изменение по площади и разрезу пласта; гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации; изменение фазовых состояний при движении природного газа в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения (залежи); условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность мероприятий по их удалению; степень и характер его изменения в процессе и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты; технологические режимы работы скважин. [20]

В целом исследования скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях делятся на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах и составляют начальную гидродинамическую основу для проектирования разработки. Они проводятся для определения параметров и продуктивной характеристики пласта, оценки добывных возможностей скважин и обоснования выбора технологического режима работы скважины.

Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения, их основной задачей является получение необходимой исходной информации для анализа и контроля за разработкой.

Специальные исследования проводятся для определения параметров, обусловленных конкретными условиями месторождения (наличие жидкости и механических примесей в потоке).

С учетом существующих технологий проведения газогидродинамических исследований, выделяют две группы исследований: исследования при установившемся (стационарном) режиме фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа.

Под установившимся режимом фильтрации газа понимают такие условия движения флюида на забое, при которых не происходит изменение давления и дебита.

Исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации газа отличаются меньшим временем и затратами на его проведение. При этом виде исследований можно получить сведения о фильтрационных характеристиках пласта, оценить степень гидродинамического совершенства скважины и фильтрационно-емкостные свойства удаленных от прискважинной зоны участков пласта. [41]

1.1. Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям

Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям обуславливается назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации; геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции (наличие значительного количества конденсационной воды, конденсата, фильтрата бурового раствора, агрессивных компонентов в составе газа, возможность разрушения призабойной зоны, образование гидратов в стволе скважины в процессе исследования, подтягивание конуса подошвенной воды); конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов; степенью освоения месторождения (наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа).[23]

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам, представленным на рисунках 1.1 и 1.2.[38]

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (рисунок 1.1). Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное исследование каждой из скважин. Такая схема (рисунок 1.2) требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения скважины к исследовательской линии. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на исследовательской линии.[72]

Рисунок 1.1- Оборудование устья скважины, при исследовании с выпуском газа в атмосферу

1 - скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - лубрикатор; 4 - исследовательский автомобиль с лебёдкой; 5 - сепаратор; 6 - емкость для замера объёма жидкости; 7 -ДИКТ; 8 - факельная линия; 9 - манометры; 10 - термометр; 11 - глубинный прибор; 12 - крепление выкидной линии; 13 - линия ввода ингибитора.

ю

Рисунок 1.2- Оборудование устья скважины, при исследовании с впуском газа в газопровод

1 - фонтанная арматура; 2 - манометры; 3 - термометры; 4 - емкости для жидких и твердых примесей; 5 - опоры; 6- сепаратор (трубный); 7 - измеритель расхода газа; 8 - линия ввода ингибитора; 9 - факельная линия

Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех режимах исследования. В некоторых случаях, когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту,

предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.[14]

1.2. Исследования скважин при установившемся режиме фильтрации

газа

Исследование газовых и газоконденсатных скважин при установившейся фильтрации газа, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах.

Данное исследование является основным методом получения информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны. На основе результатов исследования оценивается продуктивная характеристика скважины, ее потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безгидратной и безводной эксплуатации, величина максимальной допустимой депрессии на пласт, температурный режим работы скважины.

За установившийся приток газа к скважине можно принять такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. [41 ]

Автором установлено что, в реальных промысловых условиях добиться полной стабилизации измеряемых параметров не представляется возможным, что связано с влиянием множества факторов на процесс исследований. В процессе исследований может произойти вынос порции жидкости скопившейся на забое, что непременно повлияет на стабилизацию параметров режима работы скважины (Р, <3, 1). Так же может произойти изменение температуры окружающей среды, что в свою очередь окажет влия�