СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD OF WATER BREAKTHROUGH CONTROL IN GAS WELL

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.
Известен способ контроля за процессом обводнения газовой скважины, включающий проведение газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, анализ динамики коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b во времени, построение графиков их изменения во времени, сравнение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b с предыдущими, вывод о поступлении пластовых вод в призабойную зону пласта по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления. [Патент РФ №2202692, С2, 20.04.2003].
Недостатком данного способа являются сравнительно большие ошибки при определении даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления за счет увеличения степени обводнения призабойной зоны пласта, что обусловлено большими интервалами времени между датами проведения газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ контроля за процессом обводнения призабойной зоны пласта, включающий фиксирование дебита газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент. [Патент РФ №2447281, С2, 10.04.2012].
Недостатком данного способа являются ошибки в определении даты увеличения коэффициентов фильтрационного сопротивления за счет изменения степени обводнения призабойной зоны пласта, связанные с неучетом основных факторов, характеризующих степень обводнения. К ним относятся общая минерализация проб смешанной подошвенной и конденсационной воды и удельное количество подошвенной воды в продукции скважины.
Задачей предлагаемого технического решения является разработка способа контроля за процессом обводнения газовой скважины, включение нормированных значений общей минерализации воды и удельного количества подошвенной воды в продукции газовой скважины в матрицу исходных данных.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта. При этом газовая скважина переходит на другой режим работы.
Поставленный технический результат достигается тем, что в способе контроля за обводнением газовой скважины, включающем фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, проводят периодически отбор проб смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации проб воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции скважины, включение нормированных значений общей минерализации проб воды и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины в матрицу исходных данных.
Способ реализуется следующим образом. Между датами проведения гидродинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения.
Метод установившихся отборов предусматривает измерение дебит газа и забойного давления при нескольких (3-5) установившихся режимах эксплуатации скважины. Согласно Правилам разработки газовых месторождений такие исследования проводятся один раз в год (в начальный период разработки - два раза в год). Длительность этих исследований - несколько суток.
Весь остальной период в календарном году скважина работает на технологическом режиме, который предусмотрен проектом разработки газового месторождения.
Одновременно с измерениями расхода газа и забойного давления периодически проводят отбор проб выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации этой смеси и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины.
На основании регистрируемых данных по дебиту газа, забойного давления, общей минерализации выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды, удельного количества подошвенной воды в продукции скважины формируется многомерный сигнал, включающий ряд одномерных сигналов, показывающих изменение во времени
- забойного давления;
- дебита газа;
- первой производной дебита газа по времени;
- дебита газа в квадрате;
- общей минерализации выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды;
- удельного количества подошвенной воды в продукции скважины. Проводится дискретизация каждого одномерного сигнала. Полученные последовательности чисел можно представить в виде матрицы:
<mrow><mi>Х</mi><mo>=</mo><mrow><mo>|</mo><mrow><mtable><mtr><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mn>11</mn></mrow></msub></mrow></mtd><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mn>12</mn></mrow></msub></mrow></mtd><mtd><mo>⋯</mo></mtd><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mn>1</mn><mi>N</mi></mrow></msub></mrow></mtd></mtr><mtr><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mn>21</mn></mrow></msub></mrow></mtd><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mn>22</mn></mrow></msub></mrow></mtd><mtd><mo>⋯</mo></mtd><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mn>2</mn><mi>N</mi></mrow></msub></mrow></mtd></mtr><mtr><mtd><mo>⋯</mo></mtd><mtd><mo>⋯</mo></mtd><mtd><mo>⋯</mo></mtd><mtd><mo>⋯</mo></mtd></mtr><mtr><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mi>M</mi><mn>1</mn></mrow></msub></mrow></mtd><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mi>M</mi><mn>2</mn></mrow></msub></mrow></mtd><mtd><mo>⋯</mo></mtd><mtd><mrow><msub><mi>х</mi><mrow><mi>M</mi><mi>N</mi></mrow></msub></mrow></mtd></mtr></mtable></mrow><mo>|</mo></mrow><mtext>                                                                 (1)</mtext></mrow>
где N - число одномерных сигналов;
М - длина последовательности.
ij
K
<mrow><mstyle displaystyle="true"><munderover><mo>∑</mo><mrow><mi>K</mi><mo>=</mo><mn>0</mn></mrow><mi>n</mi></munderover><mrow><msub><mi>α</mi><mi>K</mi></msub><msup><mi>t</mi><mi>K</mi></msup></mrow></mstyle></mrow>
Значения x, приведенные в матрице, представляют собой m-ю производную случайной функции Х(t), имеющей две составляющие: неслучайное воздействие, описываемое полиномом n-й степени
(где α - любые постоянные коэффициенты), и возмущающее случайное воздействие, представляющее собой белый шум [Лифшиц Н.А., Пугачев В.Н. Вероятностный анализ систем автоматического управления. - Т.1. - М.: Советское радио, 1963. - 896 с.].
При m=0 и n=1 имеет место нулевая производная. В этом случае, например, для первого столбца матрицы X имеем
<mrow><msub><mi>Х</mi><mrow><mn>01</mn></mrow></msub><mo>=</mo><mstyle displaystyle="true"><munderover><mo>∑</mo><mi>i</mi><mrow><msub><mi>n</mi><mn>1</mn></msub></mrow></munderover><mrow><msub><mi>Х</mi><mi>i</mi></msub><msub><mi>K</mi><mrow><mn>0</mn><mi>i</mi></mrow></msub><mi>Δ</mi><mi>t</mi><mo>,</mo></mrow></mstyle></mrow>
<mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mn>0</mn><mi>i</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>4</mn><mi>T</mi></mfrac><mo>−</mo><mfrac><mn>6</mn><mrow><msup><mi>T</mi><mn>2</mn></msup></mrow></mfrac><msub><mi>t</mi><mi>i</mi></msub><mo>,</mo></mrow>
где T - интервал памяти;
i
t - числовые значения переменной интегрирования;
Δt - шаг дискретизации;
1
n - число шагов на интервале памяти Т.
При m=1 и n=1 имеет место первая производная. В этом случае, например, для третьего столбца имеем
<mrow><msub><mi>Х</mi><mrow><mn>03</mn></mrow></msub><mo>=</mo><mstyle displaystyle="true"><munderover><mo>∑</mo><mi>i</mi><mrow><msub><mi>n</mi><mn>1</mn></msub></mrow></munderover><mrow><msub><mi>Х</mi><mi>i</mi></msub><msub><mi>K</mi><mrow><mn>1</mn><mi>i</mi></mrow></msub><mi>Δ</mi><mi>t</mi><mo>,</mo></mrow></mstyle></mrow>
<mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mn>1</mn><mi>i</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>6</mn><mrow><msup><mi>T</mi><mn>2</mn></msup></mrow></mfrac><mo>−</mo><mfrac><mrow><mn>12</mn></mrow><mrow><msup><mi>T</mi><mn>3</mn></msup></mrow></mfrac><msub><mi>t</mi><mi>i</mi></msub><mo>.</mo></mrow>
ij
Далее значения x матрицы (1) нормируются. Для матрицы нормированных значений находится ковариационная матрица, на основании которой определяются матрица собственных чисел и матрица собственных векторов. Главные компоненты определяются собственными векторами, которые соответствуют наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, приведенных в матрице (1). Для выделения главных компонент, описывающих процесс без существенной потери информации, используются критерий Кайзера и критерий каменистой осыпи Кэттелла. Используя метод преобразования переменных, можно ограничиться отбором только первых двух главных компонент. Тогда по мере увеличения числа временных шагов дискретизации при скользящем интервале памяти Т за счет изменения степени обводнения призабойной зоны пласта осуществляется переход одного режима работы газовой скважины в другой режим. Смена режимов сопровождается пересечением первых двух главных компонент.[Второва И.А., Качалов О.Б., Плесовских К.Ю. Обработка многомерного сигнала на основе метода главных компонент. Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева №3(82), 2011 г., с.21-26].
Данное техническое решение позволит уточнить дату изменения степени обводнения призабойной зоны пласта за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения продуктивного пласта. Особенно перспективно оно при измерении продукции газовой скважины с помощью многофазного расходомера.