Лекция 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

5.1  Цели и методы исследования газовых  и газоконденсатных скважин

 

Для получения данных о геолого-физических па­раметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насы­щающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового обо­рудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Прямые данные получают в результате отбора образцов пород (керна) в про­цессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях. Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, горных породах вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических и промысловых газо-гидродинамических и термодинамических исследований.

Исследования газовых и газоконденсатных сква­жин позволяют определять:

-         геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей разрезу,

-         наличие и раз­меры экранов и непроницаемых включений

-         размеры и положение контакта газ — вода;

-         коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта;

-         прочностные ха­рактеристики пласта,

-         состав и физико-химические свойства газа и жидкостей;

-         условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность;

-         гидродина­мические и термодинамические условия работы ствола скважины;

-         фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, сква­жине и наземном промысловом оборудовании;

-         начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.

Первоначальные исследования проводятся в разведочных скважинах в процессе разведки месторож­дения и его опытно-промышленной эксплуатации для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных геолого-физических параметров пласта, прочностных характеристик пласта, состава и физических свойств пластовых жидкостей и газов, условий накопления и вы­носа жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность, гидродинамических термодинамических условий работы ствола скважины.

Все эти данные используются для установления условий отбора газа на забое скважины, технологического режима эксплуатации скважин, запасов сухого газа и стабильного конденсата в залежи и составления проектов опытно-промышленной эксплуатации; про­ектирования систем промышленной разработки и эксплуатации, методов добычи, переработкой использования конденсата.

Текущие исследования   проводятся во всех добы­вающих скважинах, как правило, раз в год. При этом получают  данные о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов газовых скважин, построения карт изобар (линий равного давления), определения текущих запасов газа и конденсата, контроля и регулирования системы разработки залежи. Текущие исследования скважин проводятся при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин.

Специальные исследования   проводятся в до­бывающих и наблюдательных скважинах в газо-и водонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.

При специальных исследованиях определяют:

-         положение кон­такта газ — вода;

-         эффективность мероприятий по увеличению дебитов добывающих и приемистости нагнетатель­ных скважин;

-         гидродинамические связи различных пластов,

-         направление и расходы межпластовых  перетоков,

-         работу  интервалов в разрезе забоя скважин;

-         интервалы возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и сепараторах.

Данные специальных исследований скважин и пластов исполь­зуются для контроля, регулирования системы разработки, улучшения технико-экономических показателей работы промыслового оборудования, внедрения новой техники и технологии в добычу газа.

 

5.2 Исследование газовых скважин при стационарных (установившихся) режимах фильтрации

Перед исследованием скважину продувают в течение 15— 20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время состав­ляет 2—3 ч.

В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калибро­ванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося со­стояния, при котором давление и температура газа перед диафраг­мой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени.

 

Рисунок 5.1 - Схема располо­жения   оборудования   и приборов при проведении текущих исследований га­зовой скважины с помощью диафрагменного измерителя критического течения газа: 1 — диафрагменный измеритель (ДИКТ); 2 — манометры;   3 — породоулавливатель; 4 — термометры

По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

Рассчитывают дебит по формуле:    ,                                                             (5.1)

где С- коэффициент расхода для данной диафрагмы.

 

Рисунок 5.2 - Индикаторная кривая

Если во время исследования появится песок или вода- исследование прекращают.

По данным Рпл² – Рз² и Q строят индикаторную кривую, которая описывает уравнение притока газа к скважине при установившемся режиме.

 

Р_ПЛ² – Р_З² = аQ + вQ² ,                   (5.2)

 где 

Р_ПЛ² = Р_УСТ² · e^2S

Р_З² = Р_УСТ² · e^2S + Q²

аQ – потери давления на преодоление вязкостного трения;   вQ² – потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов, имеющих большие значения при высоких скоростях газа.

Делим  обе части уравнения на Q и получаем:                            (5.3)

 

а и в можно найти методом наименьших квадратов:

 a=                                                                       (5.4) 

b=                                                                      (5.5)

,            ,                          (5.6)

где - вязкость газа, Па×с при пластовых условиях; k - проницаемость,мкм²; R_K- радиус контура питания. В случае определенной сетки скважин можно принять радиус  контура питания  R_K половине радиуса дренирования, при условии если дебит скважин одинаков; Rс – радиус скважины; l - параметр макрошероховатости l=, - cтруктурный коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов определяется по корреляции Ширковского А.И.

.                                                                                     (5.7)

Уравнения (5.6) применимы для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия.

         Из уравнения притока газа в скважину  при известных a и b находят

,                                                                       (5.8)

 

Свободный дебит – дебит открытого фонтана, т. е. Р_у = 0,1 МПа.

Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта в скважину без учета потерь давления в стволе скважины. Используют для выяснения потенциальных добывных возможностей скважины, т. е. при Р_з = 0,1 МПа.

 

,                                                                 (5.9)

 

,                                                         (5.10)

т. к. , 0,1² = 0,01.

 

5.3 Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации.

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время

С целью получения исходных данных для обработки кривых на­растания  и  стабилизации давления  скважину  пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую измене­ния нарастания давления на головке и в затрубном простран­стве в зависимости от времени.

Полученную кривую нарастания забойного давления обра­батывают по формуле

                                                                               (5.11)

где                                              (5.12)

                                              (5.13)

 и  — соответственно текущее и начальное забойные давле­ния (до остановки скважины), МПа; t— время восстановления давления,c; Q_c — дебит скважины до остановки,м³/с; р_ат— абсолютное атмосферное давление, МПа; c — коэффициент пьезопроводности,м²/с; m—пористость, доли единицы; b— коэф­фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле ста­ционарного притока в скважине. Приведенный радиус скважины 

                                                                                          (5.14)

где - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабой­ной зоны).                                                                       (5.15)

Здесь  - проницаемость призабойной зоны радиусом R_o; С₁ и С₂-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.

По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный a..  По полученным значениям и находят  следующие  параметры пласта.

Параметр проводимости

                                                                           (5.16)

 

При известных вязкости и эффективной толщине пласта  значение проницаемости

                                                                      (5.17)

При известном коэффициенте

                                                        (5.18)

При известном коэффициенте пьезопроводности c

                                                       (5.19)

Согласно формуле  (5.15)    коэффициент С   характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия.  Если  то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значе­ний коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

 

Осн: 1[93-95, 107-113], 2[83-88, 117-134].

Доп: 6[80-87]

 

Контрольные вопросы:

1.     Виды исследований  газовых скважин?

2.     Какие гидродинамические исследования проводят в скважинах?

3.     Что называют установившимся режимом?

4.     Что получают при обработке индикаторных кривых?

5.     Как строят кривую восстановления давления (КВД)?

6.     Какие параметры можно определить по КВД?

7.     Что называют свободным и абсолютно свободным дебитом газовой скважины?

8.     Что такое «скин-эффект»?