Технология проведения исследований

Скважин на стационарном режиме

Гидродинамические исследования газовых

Стандартные исследования на стационарных режимах для газовых скважин проводят согласно ''Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин'' с целью определения следующих параметров:

1. Коллекторских и фильтрационных свойств пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины.

2. Физико-химических свойств газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и т.д.

3. Гидродинамических и термодинамических условий в стволе скважины в процессе её эксплуатации.

4. Изменения фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи.

5. Условий скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения.

6. Технологического режима работы скважин при наличии различных факторов (разрушение призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды и т.п.).

Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе исследовательских работ. Объём исследований, который предусмотрен программой, устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструмент. Их монтируют на скважине по схемам, приведенных на рисунках 1 и 2.

Перед началом исследований скважины необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по ней. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, необходимо выбрать ускоренные методы испытания скважины. Перед началом исследования следует определить давление на устье простаивающей скважины (статическое давление). Исследования следует начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму - прямой ход. Скважину следует запускать с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного устьевого давления и дебита. Забой скважины при исследованиях должен быть чистым, а, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму, что приводит к сильному искажению индикаторной линии.

Значения забойных давлений, дебита и температуры фиксируются после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме - диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме (штуцере) составляют один режим работы скважины.

Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 3.

Рисунок 3. Характер изменения давления при исследовании газовой скважины на одном режиме

Процесс перераспределения давления в пласте (процесс стабилизации давления и дебита после пуска) зависит от фильтрационных и ёмкостных параметров пористой среды и насыщающих её жидкостей и газов. Поэтому при исследовании скважины следует фиксировать статическое давление перед пуском скважины, процесс стабилизации давления и дебита, параметры скважины при работе после стабилизации давления, дебита и температуры и процесс восстановления давления после закрытия. Этот комплекс информации при соответствующей обработке позволяет определить большое число фильтрационных, ёмкостных и технических характеристик пласта и ствола скважины.

После достижения статического давления скважину пускают в работу на новом режиме, отличающемся от первого большим дебитом и меньшим забойным давлением. На втором режиме, так же как и на первом, регистрируются процессы стабилизации забойного давления и дебита, параметры после стабилизации режима и процесс восстановления давления до достижения статического давления. Таким же образом снимаются показания давления, дебита и температуры на всех 5 - 8 режимах (рисунок 4).

Рисунок 4. Характер изменения давления при исследовании газовой скважины на стационарных режимах

Обработка полученных результатов исследования позволяет определить: режим работы скважины; коэффициенты фильтрационных сопротивлений тремя способами - по индикаторной кривой, по кривым стабилизации давления и дебита, и по сочетанию забойных давлений и дебитов без использования пластового давления; проводимость тремя методами ухудшения или улучшения параметров призабойной зоны; пьезопроводность пласта, наличие экранов и ухудшений параметров пласта за пределами призабойной зоны, ёмкостные параметры пласта, приведенный радиус скважины и др.

При исследовании скважин методом установившихся отборов необходимо: соблюдать условия стабилизации и восстановления давления; наблюдать за давлением в межколонном пространстве; замерять давление, температуру, дебит газа, воды, конденсата; определять количество твердых примесей. При наличии жидкости в потоке газа один из режимов обратного хода должен быть проведен с наименьшим дебитом, что позволит определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции. При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа, определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование скважины затрудняет измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.

Если скважина, в которой будут выполнены исследования, работала перед началом испытания, то её следует закрыть и дождаться полного восстановления давления.

Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "А" и "В"

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:

- от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;

- от законов фильтрации;

- от механических, ёмкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

- от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

- от термобарических параметров пористой среды и природных углеводородов (газ, газовый конденсат и др.);

- от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

- от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

- от величины газонасыщенности (газонефтенасы-щенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров.

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов "А" и "В" (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости; плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов "А" и "В" невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов "А" и "В", и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов "А" и "В".

Уравнение притока газа к забою скважины описывается двухчленной формулой вида

(1)

где q - дебит газовой скважины при стандартных условиях, тыс.м³/сут;

Р_пл и Р_заб – пластовое и забойное давление соответственно, МПа;

"А" и "В" – коэффициенты фильтрационных сопротивлений для гидродинамически несовершенной как по характеру, так и по степени вскрытия газовой скважины:

, (2)

, (3)

где С₁, С₂ и С₃, С₄ – коэффициенты несовершенства скважины как по степени, так и по характеру вскрытия соответственно.

Как следует из формулы (1) притока газа (газоконденсатной смеси) к скважине, в одном уравнении имеются два неизвестных коэффициента сопротивлений. При известных значениях величин пластового и забойного давлений и дебитов для определения коэффициентов "А" и "В" необходимо как минимум два уравнения притока с одинаковыми значениями "А" и "В". Однако, учитывая возможные ошибки при определении пластовых и забойных давлений и дебитов, приводящие к большим погрешностям в величинах "А" и "В", двухрежимный метод не получил широкого распространения, хотя математически такой метод не требует дополнительного обоснования.

Для определения вышеуказанных коэффициентов используют следующие уравнения:

; (4)

; (5) ; (6) , (7)

где = h_вскр / h – относительная толщина вскрытия продуктивного пласта;

h –толщина продуктивного пласта, м;

h_вскр – вскрытая (неперфорированная) толщина продуктивного пласта, м;

n – число перфорационных отверстий;

R₀ – радиус каверны образуемый при перфорации, м;

R_пр – приведенный радиус влияния скважины, м;

R_с – радиус скважины, м.

Исследование газовой скважины на стационарном режиме сводится к замеру дебитов и забойных давлений на нескольких режимах. После преобразования уравнения (1) оно примет вид

. (8)

Зависимость ΔР²/q и q представляет собой прямую линию по которой можно определить значения коэффициентов "А" и "В" и далее по ним определяются фильтрационные характеристики пласта.

. (9)

Коэффициенты "А" и "В" находятся либо по графикам, либо могут быть рассчитаны по методу наименьших квадратов:

; (10)

. (11)

Характерный вид этой зависимости приведен на рисунке 5.

Рисунок 5. Индикаторная диаграмма исследования скважин на стационарных режимах

При исследовании скважин часто используется метод измерения дебита в условиях критического течения газа. Устройством для измерения дебита при критическом течении является ДИКТ.

Дебит газа при критическом течении определяют по формуле

, (12)

где Р - давление перед диафрагмой, МПа;

q - дебит газа, тыс. м³/сут;

- относительная плотность газа;

Т - температура газа перед диафрагмой, К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при Р_пр. и Т_пр. определяют из графика зависимости Z = Z (Р_пр., Т_пр.).

С - коэффициент, зависящий от диаметров диафрагм, определяется расчетным путем:

С = - 0,11768 + 0,23326 ^. 10 ^{2 .} d - 0,18323 ^. 10 ^{2 .} d ² +0,76659^{. .} 10 ^. d ³ - 0,18238 ^. 10 ^. d ⁴ + 0,25844 ^. d ⁵ – 0,21547·10 ^{-1 .} d ⁶ + 0,97495 ^. 10^-3. D⁷ – 0,18451 ^. 10^-4. d⁸, (13)

где d - диаметр проходного сечения диафрагмы, мм.

Формула (13) верна при условии, что изменение диаметра диафрагмы происходит в диапазоне 1,59 ^. 10 ^-3 ≤ d ≤ 12,7 ^. 10 ^-3 м. Если изменение происходит в диапазоне 12,7 ^. 10 ^–3 ≤ d ≤38,1 ^. 10 ^-3 м значение коэффициента расхода определяют по выражению вида:

С = - 0,521208 ^. 10 ⁵ + 0,19917 ^. 10 ^{5 .} d - 0,31389 ^. 10 ^{4 .} d ² + 0,27737 ^. 10 ^{3 .} d ³ - 0,15036 ^. 10 ^{2 .} d ⁴ + 0,51239 ^. d ⁵ - 0,10724 ^. 10 ^{-1 .} d ⁶ + 0,12610 ^. 10 ^{-3 .} d ⁷ - 0,63804 ^. 10 ^{-6 .} d ⁸ (14)

Вычисленное значение коэффициента расхода С получено при сравнительно низких давлениях. Однако изменение расхода газа при испытании скважин происходит в весьма большом диапазоне изменения давления и температуры. Поэтому в формулу (12) внесена поправка d, зависящая от давления и температуры. Величина d может быть определена по формуле вида:

d = - 0,5170 + 1,6184 ^. Тпр. - 0,4430 ^. Тпр.² + Рпр. ^. (1,2039 – 1,2309 ^. Тпр. + 0,3223 ^. Тпр.²) + Рпр.^2. (-0,1009 + 0,1102^. Тпр. – 0,03 ^. Тпр.²). (15)