RU2003792C1 - Method for testing well gas-bearing sections - Google Patents

Abstract

Использование: при испытании скважин испытателем пластов, спускаемым на трубах Сущность изобретени : в скважину опускают испытатель пластов с двум  глубинными манометрами. Изолируют пласт от скважины. Создают депрессию на пласт. Вызывают приток пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор Регистрируют нарастание забойного давлени  в приточные периоды испытани  и восстановление пластового давлени  В трубах устанавливают не менее двух дополнительных глубинных манометров: один на уровне заливаемой жидкости, а другой на 100 - 200 м ниже первого. Дополнительно регистрируют приращение давлени  за период притока. Определ ют объемы притока флюидов в забойных услови х По этим данным и по данным, полученным с помощью глу - бинных манометров, установленных в интервале м - пытуемого пласта по формулам вычисл ют объект жидкости и газа поступивших в трубы из подпг .ер- ного пространства. 9 ил.Usage: when testing wells with a formation tester run by pipes. Summary of the invention: a formation tester with two depth gauges is lowered into the well. Isolate the formation from the well. Create depression on the formation. An inflow of formation fluid is caused without a gas breakthrough through a clay solution poured into the pipes above the reservoir tester. The bottomhole pressure increases during the inflow test periods and the reservoir pressure is restored. At least two additional depth gauges are installed in the pipes: one at the level of the liquid to be filled, and the other at 100-200 m below the first. Additionally, a pressure increment is recorded over the inflow period. The volumes of fluid inflow in the bottomhole conditions are determined. Based on these data and the data obtained with the help of depth gauges installed in the interval of the test formation, the object of the liquid and gas entering the pipes from the subsurface space is calculated using the formulas. 9 ill.

Description

Изобретение относитс  к испытани м скважин испытател ми пластов, спускаемых на трубах.FIELD OF THE INVENTION This invention relates to well testing by pipe testers.

Известен способ испытани  газонасыщенных интервалов испытателем на трубах (ИПТ), включающий спуск ИПТ с обычной компоновкой, пакеровку, создание депрессии на пласт-коллектор, вызов притока, регистрацию давлени  с помощью глубинных манометров, установленных непосредственно над ИПТ и в фильтре под ИПТ, запись кривой восстановлени  пластового давлени  в закрытый период испытани  и обработку диаграмм после подъема ИПТ из скважины 1.A known method of testing gas-saturated intervals by a pipe tester (IPT), including launching an IPT with the usual layout, packing, creating a depression on the reservoir, calling up the inflow, recording pressure using depth gauges installed directly above the IPT and in the filter under the IPT, recording a curve restoration of reservoir pressure during the closed test period and processing of the diagrams after the rise of IPT from well 1.

Однако в этом способе неучитываетс  двухфазный характер притока, что может привести к грубым ошибкам в оценке промышленной значимости объекта опробовани .However, this method does not take into account the two-phase nature of the inflow, which can lead to gross errors in assessing the industrial significance of the test object.

Известен способ опробовани  газонасыщенных интервалов в скважине по данным испытани  скважин испытателем пластов на трубах, вз тый в качестве прототипа , включающий неоднократное создание депрессии на пласте последующей записью кривых восстановлени  давлени , при этом после создани  депрессии на пласт и записи кривой восстановлени  давлени  повышают давление на пласт до гидростатического в скважине с последующей записью кривой восстановлени  давлени  2.There is a method of testing gas-saturated intervals in a well according to well testing by a formation tester on pipes, taken as a prototype, which involves repeatedly creating depression on the formation followed by recording pressure recovery curves, while after creating a depression on the formation and recording the pressure recovery curve, increase the pressure on the formation to hydrostatic in the well, followed by recording the pressure recovery curve 2.

Однако в этом способе неучитываетс  двухфазный характер притока, что может привести к грубым ошибкам в оценке промышленной значимости объекта опробовани . Примен   способы 1 и 2, пласты-коллекторы, насыщенные водой с растворенным газом, можно ошибочно прин ть за газонасыщение.However, this method does not take into account the two-phase nature of the inflow, which can lead to gross errors in assessing the industrial significance of the test object. Using methods 1 and 2, reservoirs saturated with water and dissolved gas can be mistaken for gas saturation.

Цель изобретени  - повышение достоверное опробовани .The purpose of the invention is to increase reliable testing.

Поставленна  цель достигаетс  тем, что в известном способе опробовани  газонасыщенных интервалов в скважине, включающий спуск в скважину испытател  пластов на трубах с двум  глубинными манометрами , создание депрессии на пласт путем закачки в скважину глинистого раствора, вызоз притока пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор, регистрацию кривой восстановлени  давлени  и определени  параметров пласта по полученным данным, в процессе спуска испытател  в трубах устанавливают не менее двух дополнительных высокочувствительных глубинных манометров, один из которых устанавливают на уровне заливаемой вThis goal is achieved by the fact that in the known method of testing gas-saturated intervals in the well, including lowering the formation tester into the well on pipes with two depth gauges, creating a depression on the formation by injecting clay mud into the well, causing the formation fluid to flow without a gas breakthrough through the gas poured into the pipes a clay solution above the formation tester, recording the pressure recovery curve and determining the formation parameters from the data obtained, during the descent of the tester in the pipes at least two additional highly sensitive depth gauges, one of which is installed at the level of

00

VnVn

(1) (2)(12)

трубы над ИПТ жидкости, а другой помещают на 100-200 м ниже первого, при этом за периоды притока из пласта одновременно с изменением забойного давлени , регистрируемым в интервале опробуемого пласта, регистрируют приращение давлени  по дополнительным установленным манометрам, в качестве определ ющих параметров используют объемы притока флюида в забой0 ных услови х и суммарный объем жидкости и газа при забойных услови х, поступивших в трубы, по следующим зависимост мpipes above the IPT fluid, and the other is placed 100-200 m below the first, while for periods of inflow from the formation simultaneously with the change in bottomhole pressure recorded in the interval of the tested formation, the pressure increment is recorded by additional installed pressure gauges, the volumes used as determining parameters fluid inflow under bottomhole conditions and the total volume of liquid and gas under bottomhole conditions that entered the pipes, according to the following relationships

.. 78,5 х (РА - Рз) х d2 x АН.. 78.5 x (RA - P3) x d2 x AN

5 v 5 v

78.5 х (Рд; - PQ х d2 х АН78.5 x (Rd; - PQ x d2 x AN

2-Р4)2-P4)

где Vn - приращение объема флюида в трубах за период притока, м3; 0 Pt и 2 начальные давлени  по нижнему (М) и верхнему (Мз) манометрам перед вызовом притока, МПа;where Vn is the increment of the fluid volume in the pipes during the inflow period, m3; 0 Pt and 2 initial pressure on the lower (M) and upper (Ms) manometers before the inflow call, MPa;

Р2 и Р4 - давлени  в момент окончани  приточного периода по нижнему () и вер- 5 хнему (Мз) манометрам, МПа;P2 and P4 - pressure at the end of the inflow period for the lower () and upper (5 Mz) manometers, MPa;

АН - разница в абсолютных отметках точек установки манометров Мз и M/i, м;AN - the difference in the absolute elevations of the installation points of the manometers Mz and M / i, m;

d - внутренний диаметр бурильных труб, м. Объем газа, приведенный к стандар- 0 тным услови м, рассчитываетс  по зависимостиd is the inner diameter of the drill pipe, m. The volume of gas reduced to standard conditions is calculated according to

/ ./ хУ„-80.09 (Рк-Рн)хсР гн-2845хРхрн / ./ xU „-80.09 (Rk-Rn) hsR gn-2845hRhrn

. 7 -. 7 -

5Тн Zn5Tn Zn

х 2Т845;р,(з)x 2T845; p, (h)

In Ј-лIn Ј-l

а объем фильтрата глинистого раствора, поступившего в трубы над ИПТ за каждый период притока или суммарно за все опробование, определ ют по следующей зависимостиand the volume of the clay filtrate that entered the pipes above the IPT for each inflow period or in total for all testing is determined by the following relationship

v«-vn- v -8,°,№yxd2v "-vn- v -8, °, No. yxd2

2845хРхрн2845xRhrn

РЖ Rzh

IП -ПIP-P

(4)(4)

где УГ.Н. - объем газа, поступившего в трубы над ИПТ за период притока, пересчитанный на стандартные услови , нм3;where is UG.N. - the volume of gas entering the pipes above the IPT during the inflow period, recalculated to standard conditions, nm3;

РЖ - плотность жидкости (фильтрата, смеси фильтрата с глинистым раствором), т/м3;РЖ - density of liquid (filtrate, mixture of filtrate with clay solution), t / m3;

п - приращение объема флюида в трубах за период притока при забойных услови х;p is the increment of the fluid volume in the pipes during the inflow period under downhole conditions;

2849; 80, 09 - переводные коэффициенты;2849; 80, 09 - conversion factors;

Рк - Рн - разность забойного давлени  в конце и начале притока по манометру Mi, МПа;Рк - Рн - bottomhole pressure difference at the end and beginning of the inflow according to the manometer Mi, MPa;

d - внутренний диаметр труб в интервале заполнени  газом, м;d is the inner diameter of the pipes in the gas filling interval, m;

РН - плотность газа в стандартных услови х, т/м ;PH - gas density under standard conditions, t / m;

Тп, Р - температура и давление в интервале труб над ИПТ, заполненных при опробовании газом, К, МПа;Tp, P - temperature and pressure in the interval of pipes over the IPT, filled during testing with gas, K, MPa;

- объем фильтрата (смеси фильтрата с глинистым раствором), м . - the volume of the filtrate (mixture of the filtrate with a clay solution), m

Zn коэффициент сверхсжимаемости газа с плотностью р при услови х Р и Тп, дол.ед.Zn is the coefficient of supercompressibility of a gas with a density p under the conditions P and Tn, units

Существенные отличительные признаки изобретени  следующие: в процессе спуска испытател  в трубах устанавливают не менее двух дополнительных высокочувствительных глубинных манометров, причем один из них помещают на уровне заливаемой в трубы над ИПТ жидкости, а другой - на 100-200 м ниже первого, при этом за период притока из пласта дополнительно регистрируют синхронно с записью забойного давлени  приращение давлени , обусловленное подъемом уровн  жидкости, залитой в трубы, определ ют объемы притока флюидов в забойных услови х и на основании этих данных и данных, полученных с помощью глубинных манометров, установленных в интервале пласта, путем совместной обработки по зависимост м, приведенным выше, определ ют раздельные объемы жидкости и газа, поступивших в трубы из подпакерного пространства.The salient features of the invention are as follows: during the descent of the tester, at least two additional highly sensitive depth gauges are installed in the pipes, one of them being placed at the level of the liquid poured into the pipes above the IPT, and the other is 100-200 m lower than the first, during this period the inflow from the reservoir is additionally recorded synchronously with the recording of bottomhole pressure, the pressure increment due to the rise in the level of liquid poured into the pipes, the volumes of fluid inflow in the bottomhole conditions and on the basis of Using these data and the data obtained using depth gauges installed in the interval of the formation, by separate processing, according to the dependencies given above, separate volumes of liquid and gas entering the pipes from the under-packer space are determined.

Анализ патентной и научно-технической информации показал, что за вленное техническое решение  вл етс  новым, имеет изобретательский уровень и промышлен- но применимо.The analysis of patent and scientific and technical information showed that the claimed technical solution is new, has an inventive step and is industrially applicable.

На фиг. 1 и 2 показаны обв зка усть  и компоновка испытуемого оборудовани , спускаемого в скважину 1 на колонне бурильных труб 2, включающа  опорный элемент 3. фильтр 4, пакер 5,  сс 6, испытатель пластов 7, запорно-поворотный клапан 8, циркул ционный клапан 9, глубинные манометры Mi и М2. установленные в традиционных точках, и Мз и M/i; один - под уровнем жидкости заливаемой в трубы над ИПТ. другой - на 100-200 м ниже. Кроме того, на фиг. 1 показано заполнение скважины {труб и затрубного пространства) в момент создани  депрессии на испытуемый пласт, а на фиг. 2 - распределение глинистого раствора , фильтрата промывочной жидкости, газа в скважине после первого цикла испытани ; на фиг, 3-6 - типичные картограммы глубинных манометров Mi, M2, Мз, Мз, зависимости давлени  Р от времени г при многоцикловом испытании объекта, Рн, PK.PI, Pa, P4 - начальные и конечные давлени  фиксируе- 5 мые глубинными манометрами Mi, M2, Мз, Мз в первом приточном периоде опробовани ; на фиг. 7 и 8 - распределение флюидов в трубах над ИПТ в момент создани  депрессии на пласт (фиг. 7) и после первогоIn FIG. Figures 1 and 2 show the binding of the mouth and the layout of the equipment under test, lowered into the well 1 on the drill string 2, including the supporting element 3. filter 4, packer 5, cc 6, formation tester 7, shut-off valve 8, circulation valve 9 , depth gauges Mi and M2. installed at traditional points, and Mz and M / i; one - under the liquid level poured into the pipes above the IPT. the other is 100-200 m lower. In addition, in FIG. 1 shows the filling of the well (pipes and annulus) at the time of depression on the test formation, and FIG. 2 - distribution of clay mud, filtrate of flushing fluid, gas in the well after the first test cycle; Figs. 3-6 are typical cartograms of depth gauges Mi, M2, Ms, Mz, pressure P versus time g during a multi-cycle test of the object, PH, PK.PI, Pa, P4 are the initial and final pressures recorded by 5 depth gauges Mi, M2, Ms, Ms in the first inflow test period; in FIG. 7 and 8 - the distribution of fluids in the pipes above the IPT at the time of depression on the formation (Fig. 7) and after the first

0 закрыти  запорно-поворотного клапана ИПТ (фиг. 8), точки установки глубинных манометров: М2 - над ИПТ, Мз - на глубине Н2, Мз - на глубине Н2, Мз - на глубине Hi, HH начальный уровень жидкости (глинистого0 close the shut-off and rotary valve IPT (Fig. 8), the installation points of the depth gauges: M2 - above the IPT, Mz - at a depth of H2, Mz - at a depth of H2, Mz - at a depth of Hi, HH, the initial liquid level (clay

5 раствора) в трубах в момент создани  депрессии , Нк - конечный уровень после первого закрыти  запорно-поворотного клапана; на фиг. 9 - распределение давлени  Р по глубине Н в бурильных трубах над5 solution) in the pipes at the time of depression, Nk - the final level after the first shut-off valve; in FIG. 9 - pressure distribution P over depth H in drill pipes above

0 и под ИПТ: I - в момент создани  депрессии, II -после первого закрыти  запорно-поворотного клапана ИПТ, Рн. Рк - начальное и конечное давлени , зафиксированные глубинным манометром Mi под ИПТ. Pi и Р2 5 начальное и конечное давлени , зафиксированные глубинным манометром М4. Рз и РА - начальное и конечное давлени , зафиксированные глубинным манометром Мз. Производ т спуск ИПТ в скважину 1 на0 and under IPT: I - at the time of the onset of depression, II - after the first closure of the IPT shut-off-turn valve, Ph. Pk is the initial and final pressure recorded by the depth gauge Mi under IPT. Pi and P2 5 are the initial and final pressures recorded by the M4 depth gauge. P3 and PA are the initial and final pressures recorded by the Mz depth gauge. IPT is launched into well 1 at

0 бурильных трубах 2 с обычной компоновкой (фиг. 1 и 2), включающей опорный элемент 3, фильтр 4, пакер 5,  сс 6, испытатель пластов 7, запорно-поворотный клапан 8, циркул ционный клапан 9, глубинные0 drill pipes 2 with the usual layout (Fig. 1 and 2), including support element 3, filter 4, packer 5, ss 6, formation tester 7, shut-off valve 8, circulation valve 9, deep

5 манометры Mi и М2 в традиционных точках под и над испытателем пластов. Кроме того, при спуске дополнительно устанавливают не менее двух высокочувствительных глубинных манометра с малым диапазоном из0 мерени : один Мз - на уровне заливаемого в трубы дл  создани  расчетной депрессии глинистого раствора, другой Мз - на 100- 200 м ниже. На устье скважины (фиг. 2) с целью замера объема выход щего из сква5 жины воздуха подключают газовый счетчик 10; находитс  в готовности дл  промывки цементировочный агрегат 11, система шлангов 12, с вертлюгом 13.5 Mi and M2 pressure gauges at traditional points below and above the formation tester. In addition, during descent, at least two more highly sensitive depth gauges with a small measurement range are additionally installed: one Мз - at the level of the clay solution poured into the pipes to create a calculated depression, the other Мз - 100-200 m lower. At the wellhead (Fig. 2), a gas meter 10 is connected to measure the volume of air leaving the well 5; the cementing unit 11, the hose system 12, with the swivel 13 are in readiness for washing.

Изолируют пласт от скважины, создаютIsolate the formation from the well, create

0 депрессию на пласт, вызывают приток пластового флюида, не допуска  прорыва газа через залитый в трубы над ИПТ глинистый раствор, контролируют интенсивность и нарастающий суммарный объем притока флю5 ида в забойных услови х по интенсивности и объему вытесн емого из бурильных труб в атмосферу через газовый счетчик 10 воздуха . В процессе испытани  синхронно регистрируют манометрами Mi и М2 изменение забойного давлени , а нарастание давлени Depression into the formation is caused by the influx of formation fluid, the gas is not allowed to break through the clay solution poured into the pipes above the IPT, the intensity and the increasing total volume of fluid inflow in bottomhole conditions are controlled by the intensity and volume displaced from the drill pipes into the atmosphere through the gas meter 10 air. During the test, a change in the bottomhole pressure and an increase in pressure are simultaneously recorded by the pressure gauges Mi and M2

в верхней части залитого первоначально в бурильные трубы 2 глинистого раствора, обусловленное подъемом его уровн  под действием поступающих из-под пакерного пространства флюидов, - по манометрам Мз и М4. Заканчивают опробование, поднимают бурильные трубы, определ ют повышение уровн  за весь период испытани , обрабатывают картограммы глубинным манометров . По показани м манометров Мз и МА рассчитывают объемы притока каждого приточного периода, использу  формулы 91) и 92). По разнице показаний этих манометров , соотнесенной с АН, контролируют не измен лась ли за период испытани  плотность жидкости на уровне их установки. Суммарный объем притока за все открытые периоды определ ют и традиционным способом по повышению уровн  глинистого раствора в трубах. Замер ют после дегазации денсиметром плотность смеси фильтрата с глинистым раствором, поступившим за врем  опробовани  в трубы над ИПТ. По картограмме глубинного манометра Mi определ ют нарастание давлени  за каждый приточный период опробовани .in the upper part of clay mud 2, initially poured into the drill pipes, due to the rise of its level under the influence of fluids coming from under the packer space, according to manometers Mz and M4. Testing is completed, drill pipes are lifted, the level increase for the entire test period is determined, and cartograms of depth gauges are processed. From the pressure gauges Mz and MA, the inflow volumes of each inflow period are calculated using formulas 91) and 92). By the difference in the readings of these manometers, correlated with the AN, the density of the liquid at the level of their installation did not change during the test period. The total inflow volume for all open periods is also determined in the traditional way by increasing the level of clay solution in the pipes. After degassing with a densimeter, the density of the mixture of the filtrate with the clay solution, which was received during testing in pipes over IPT, is measured. From the cartogram of the depth gauge Mi, an increase in pressure for each inflow test period is determined.

Рассчитывают объем, приведенный к нормальным услови м, газа, поступившего за каждый приточный период или за все опробование, суммарно по формуле (3) и объем фильтрата глинистого раствора (смеси фильтрата с глинистым раствором подпа- керного пространства), поступившего в трубы над ИПТ за каждый период притока или суммарно за все опробование, по формуле (А. При опробовании глубоко залегающих пластов с большим объемом подпакерного пространства или значительным количеством фильтрата в результате расчетов по формуле (3) ввод т поправку на количество газа, растворенного в фильтратеCalculate the volume reduced to normal conditions of the gas supplied for each inflow period or for all testing, summarized by formula (3) and the volume of the clay filtrate (mixture of the filtrate with the clay solution of the under-packer space) delivered to the pipes over the IPT for each inflow period or in total for all testing, according to the formula (A. When testing deep-seated formations with a large volume of sub-packer space or a significant amount of filtrate as a result of calculations according to formula (3), the correction for t he gas dissolved in the filtrate

Л/г.р. Уф + Vn.n x S(5),L / b Vp + Vn.n x S (5),

где Vn.n. - объем подпакерного пространства выше кровли пласта-коллектора, м ;where vn.n. - the volume of the under-packer space above the roof of the reservoir, m;

S - предельна  растворимость газа в фильтрате и глинистом растворе при забойных услови х, м /м ;S is the ultimate solubility of gas in the filtrate and clay solution under the bottomhole conditions, m / m;

Vr.p. - объем газа, растворенного в фильтрате, нм3;Vr.p. - volume of gas dissolved in the filtrate, nm3;

УФ - объем смеси фильтрата с глинистым раствором, м3, определенной по формуле (4).UV is the volume of the mixture of the filtrate with a clay solution, m3, determined by the formula (4).

Пример 1. При опробовании ИПТ в открытом стволе интервала 3710-3799 м скважины 1 Пурсамыльска  ПГО Ухтанеф- тегазгеологи  зафиксировано нарастание давлени  за открытый период (60 мин) 1,27 МПа, при подъеме труб установлено увеличение объема флюида в трубах на 2,1 м ,Example 1. When testing IPT in the open bore of the interval 3710-3799 m of well 1 Pursamylsk PGO Ukhtaneftegazgeologi recorded an increase in pressure over an open period (60 min) of 1.27 MPa, when lifting pipes established an increase in the volume of fluid in the pipes by 2.1 m ,

среднее забойное давление при опробовании 21,5 МПа, температура 363 К, прин та плотность газа при стандартных услови х 0,000715 т/м3, расчетный коэффициентaverage bottomhole pressure during testing 21.5 MPa, temperature 363 K, accepted gas density under standard conditions 0.000715 t / m3, calculated coefficient

сверхсжимаемости газа 0,93, внутренний диаметр бурильных труб 0,114 м. При расчете по фомруле (3) получают объем газа 180 нм , дебит около 5 тыс.нм3/сут. Объем фильтрата по формуле (4) Уф 1,1 м3(52% отgas compressibility is 0.93, the inner diameter of the drill pipe is 0.114 m. When calculating by fomrul (3), a gas volume of 180 nm is obtained, a flow rate of about 5 thousand nm3 / day. The filtrate volume according to the formula (4) UV 1.1 m3 (52% of

0 объема притока при забойных услови х). Расчет по примен емой ранее методике (Р - занцев, Герцен, 1976; Карнаухов, 1991)дает поступление газа за период притока 1950 нм3; дебит 47 тыс.н.м3/сут. как видим, рас5 хождение в 10 раз. При последующем опробовании этого объекта через перфорированную эксплуатационную колонну дебит газа составил 2 тыс.ст.м /сут. Расчеты показывают, что если бы рост0 inflow volume under bottomhole conditions x). Calculation by the previously applied method (P - Zantsev, Herzen, 1976; Karnaukhov, 1991) gives the gas supply for the inflow period of 1950 nm3; flow rate 47 thousand n.m3 / day. as we see, the difference is 10 times. During the subsequent testing of this facility through a perforated production casing, the gas production rate amounted to 2 thousand m / day. Calculations show that if growth

0 забойного давлени  в открытый период опробовани  этого объекта ИПТ был обусловлен только за счет накоплени  в трубах над ИПТ сжатого газа, то объем флюида должен был увеличитьс  не на 2,1 м3, а более чем на0 bottomhole pressure in the open testing period of this facility IPT was due only to the accumulation of compressed gas in the pipes above the IPT, then the fluid volume should have increased not by 2.1 m3, but by more than

5 10м, что противоречит фактическим данным .5 10m, which contradicts the actual data.

Пример 2. При опробовании ИПТ в открытом стволе интервала 4535-4591 м скважины 1 Шандровской площади (трестExample 2. When testing IPT in the open hole of the interval 4535-4591 m of well 1 of Shandrovskaya area (trust

0 Харьковнефтегазразведка) зафиксировано повышение давлени  в трубах с 461,6 до 464,6 кг/см за открытый период 45 мин (фактические данные из статьи Р занцева Н.Ф. и Герцена И.П. Упрощенна  методика0 Kharkovneftegazrazvedka) an increase in pressure in pipes was recorded from 461.6 to 464.6 kg / cm for an open period of 45 minutes (actual data from article R. Zantsev N.F. and Herzen I.P. Simplified methodology

5 обработки результатов испытани  газоносных пластов в процессе бурени . - Бурение , № 5, 1976, ВНИИОЭНГ). Забойна  температура 386 К, за врем  притока уровень в бурильных трубах с внутренним диа0 метром 124 мм повысилс  на 56 м, коэффициент сверхсжимаемости газа 1,24, относительный удельный вес 0,6 (плотность газа при стандартных услови х 0,000732 т/м3). Авторы статьи не использовали при5 processing the results of testing the gas-bearing formations during the drilling process. - Drilling, No. 5, 1976, VNIIOENG). The bottomhole temperature is 386 K, during inflow, the level in drill pipes with an internal diameter of 124 mm increased by 56 m, the gas compressibility coefficient is 1.24, the relative specific gravity is 0.6 (gas density under standard conditions 0.000732 t / m3) . The authors of the article did not use

5 расчете объем притока 0,676 м3, рассчитывали объем газа, приведенный к стандартным услови м, использу  лишь величину нарастани  давлени  и относительную плотность газа, и получили результат 510In the 5th calculation, the inflow volume was 0.676 m3, the gas volume reduced to standard conditions was calculated using only the pressure rise value and the relative density of the gas, and the result was 510

0 им3. Расчеты же по формулам (3) и (4) и плотность фильтрата 1.05 т/м3 дают в результате количество газа 111 нм , фильтрата 0,27 м3. Расхождение в этом случае в 4,5 раза, жидка  фаза составила 40% от объема0 im3. Calculations by formulas (3) and (4) and a filtrate density of 1.05 t / m3 result in an amount of gas of 111 nm, a filtrate of 0.27 m3. The discrepancy in this case is 4.5 times, the liquid phase was 40% of the volume

5 притока в забойных услови х.5 inflows in bottomhole conditions.

Примеры расчета объема газа, приведенного к стандартным услови м, и объема жидкости, поступающей при опробовании из подпакерного пространства, приведены в таблице.Examples of calculating the volume of gas reduced to standard conditions and the volume of liquid entering during testing from the under-packer space are given in the table.

Таким образом, в сравнении с прототипом , не измен   существенно техники и технологии испытани , предлагаемый способ позвол ет производить опробование ИПТ газонасыщенных интервалов в скважинах без прорыва газа через залитую в трубы над ИПТ жидкость (глинистый раствор), что повышает безопасность работ, сокращает затраты времени и в то же врем  обеспечивает достаточную точность расчета объемов, поступающих за открытые периоды испытани , газа и фильтрата промывочной жидкости , при многоцикловом испытании прослеживаетс  изменение соотношени  в забойных услови х, поступающих из пласта, газа и жидкости.Thus, in comparison with the prototype, without substantially changing the testing technique and technology, the proposed method allows testing IPT of gas-saturated intervals in wells without gas breakthrough through a liquid (clay solution) poured into pipes above the IPT, which increases the safety of work and reduces time costs and at the same time, it provides sufficient accuracy in calculating the volumes flowing over the open periods of the test, gas and leachate filtrate, during a multi-cycle test, a change in the correlation Sheni in downhole conditions coming from the formation of gas and liquid.

(56) 1. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследовани  скважин испытателем пластов . М.: Недра, 1991, с. 99-102. 2. Авторское свидетельство СССР N 819322, кл. Е 21 В 49/00, 1981.(56) 1. Karnaukhov M.L. Hydrodynamic well testing by formation tester. M .: Nedra, 1991, p. 99-102. 2. USSR copyright certificate N 819322, cl. E 21 B 49/00, 1981.

Примечание: Фактические данные из статьи Р занцева Н.Ф. и Герцена И.П. Упрощенна  методика обработки результатов испытани  газоносных пластов в процессе бурени . - Бурение, 1976, Ns 5, с. 37. ВНИИИОЭНГ.Note: The actual data from the article R Zantseva N.F. and Herzen I.P. A simplified technique for processing gas test results during drilling. - Drilling, 1976, Ns 5, p. 37. VNIIIOENG.

Объемы притока определены традиционным способом по подъему уровн  в трубах за период испытани . The inflow volumes are determined in the traditional way by raising the level in the pipes over the test period.

Claims (1)

Формула изобретени The claims СПОСОБ ОПРОБОВАНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ В СКВАЖИНЕ, включающий спуск в скважину испытател  пластов на трубах (ИПТ) с двум  глубинными манометрами, создание депрессии на пласт путем закачки в скважину глинистого раствора, вызов притока пластового флюида без прорыва газа через залитый в трубы над испытателем пластов глинистый раствор , регистрацию кривой восстановлени  давлени  и определение параметров пласта по полученным данным, отличающийс  тем, что, с целью повышени  достоверно- сти опробовани  путем снижени  погрешности при определении объема газа, поступившего при опробовании, регистрируют нарастание забойного давлени  в приточные периоды испытани , а в про- цессе спуска испытател  в трубах устанавливают не менее двух дополнительных высокочувствительных глубинных манометров , первый из которых размещают на уровне глинистого раствора, заливаемого в трубы при спуске, а второй помещают на 100 - 200 м ниже первого, при этом в период притока из пласта одновременно с измерением забойного давлени  по манометрам в интервале опробуемого п ласта регистрируют приращение давлени , обусловленное подьемом уровн  жидкости , а в качестве определ емых параметров используют объемы притока флюидов в забойных услови х и суммарные объемы жидкости и газа при забойных услови х, поступившие в трубы, по следующим зависимост м:METHOD FOR TESTING GAS-SATURATED INTERVALS IN A WELL, including launching a formation tester on pipes (IPT) with two deep gauges, creating a depression on the formation by injecting clay mud into the well, causing the formation fluid to flow without breaking through the clay-filled clay above the formation tester recording a pressure recovery curve and determining formation parameters from the data obtained, characterized in that, in order to increase the reliability of testing by reducing the error at determining the volume of gas received during testing, the increase in bottomhole pressure during the inflow periods of the test is recorded, and during the descent of the tester, at least two additional highly sensitive depth gauges are installed in the pipes, the first of which is placed at the level of the clay solution poured into the pipes during descent, and the second is placed 100 - 200 m below the first, while during the inflow from the reservoir simultaneously with the measurement of bottomhole pressure by manometers in the interval of the tested layer, an increment is recorded the pressure caused by the rise in the liquid level, and the volumes of fluid inflow under the bottomhole conditions and the total volumes of liquid and gas under the bottomhole conditions that entered the pipes are used as the determined parameters according to the following relationships: 78.5 IP4- Рз d2 АН 78.5 IP4- Rz d2 AN I Р2 - Р4II P2 - P4I d2 ДНd2 day Vn Vn / 78,5- |P2-Pil Vn|P2-P4l/ 78.5- | P2-Pil Vn | P2-P4l Zn - коэффициент сверхсжим за, с плотностью в стандар ви х рн, при услови х Р и Тп /Ф - объем фильтрата (смесиZn is the supercompression coefficient, with a density in the standard x x pH, under the conditions Р and Тп / Ф - the filtrate volume (mixture где Vn - увеличение объема флюида в тру- 45 с глинистым раствором), м3;where Vn is the increase in fluid volume in the pipe 45 with a clay solution), m3; бах при забойных услови х за период притока , м3;bang under bottomhole conditions for the inflow period, m3; ты.you. 80,09 и 2845 - переводные ко80.09 and 2845 - transferable Pi и Рг - начальные давлени  по нижнему и верхнему дополнительно установленным манометрам, МПа;Pi and Pr are the initial pressures on the lower and upper additionally installed pressure gauges, MPa; Рзи Р4 - конечные давлени  по нижнему и верхнему дополнительно установленным манометрам, МПа;Рзи Р4 - final pressure on the lower and upper additionally installed pressure gauges, MPa; АН - разница в абсолютных отметках точек установки дополнительных манометров , м;AN - the difference in absolute marks of the installation points of additional pressure gauges, m; d - внутренний диаметр бурильных труб, м;d is the inner diameter of the drill pipe, m; Уф Vn рж-Уп-80 .09|Рк-РнЫ2UV Vn rzh-Up-80 .09 | Rk-RnY2 рж 2845 Р РН Тп -ZnRzh 2845 R Rn Tp -Zn где VI-H - объем газа при стандартных услови х , нм ;where VI-H is the gas volume under standard conditions, nm; РЖ - плотность жидкости (фильтрата, смеси фильтрата с глинистым раствором ), т/м3;РЖ - density of liquid (filtrate, mixture of filtrate with clay solution), t / m3; Рк - Рн - разность забойного давлени  в конце и начале притока по манометру, установленному в фильтре ИПТ, МПа;Рк - Рн - bottomhole pressure difference at the end and beginning of the inflow according to the pressure gauge installed in the IPT filter, MPa; d - внутренний диаметр труб в интервале , заполненном газом, м;d is the inner diameter of the pipes in the interval filled with gas, m; Рн - плотность газа в стандартных услови х , т/м ,Rn is the gas density under standard conditions, t / m, Тп,Р - температура и давление в интервале труб над ИПТ, заполненном приTp, P - temperature and pressure in the pipe interval above the IPT filled at опробовании газом, К, МПа;gas testing, K, MPa; Zn - коэффициент сверхсжимаемости газа , с плотностью в стандартных услови х рн, при услови х Р и Тп, дол.ед.; /Ф - объем фильтрата (смеси фильтратаZn is the gas compressibility coefficient, with a density under standard conditions of pH, under the conditions of P and Tn, fractional units; / F - the volume of the filtrate (mixture of filtrate с глинистым раствором), м3;with clay solution), m3; с глинистым раствором), м3; with clay solution), m3; ты.you. 80,09 и 2845 - переводные коэффициенРз80.09 and 2845 - conversion factors Фиг 1 Фиг 8Fig 1 Fig 8 }%%У|Ш $ ФИЛЬТРЙТ | - -1глШШЫЙ РАСТВОР} %% Y | W $ FILTER | - -1gSHL SOLUTION ФИГ 9FIG 9