Специальные исследования газовых и газоконденсатных скважин

Для уточнения и корректировки в процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений, помимо осредненных характеристик пластов, полученных в процессе гидродинамических исследований, необходимо знание параметров по отдельным пропласткам, продвижения газоводяного контакта, технического состояния эксплуатационной колонны. Следует отметить, что параметры и показатели, подлежащие контролю, в значительной степени зависят от стадии освоения месторождения. Решение этих задач в промысловой практике осуществляется при совместном применении методов промысловой геофизики и гидродинамических исследований скважин. К специальным видам исследований, наиболее часто применяемым в промысловой практике, относятся радиометрические, термодинамические и акустические методы и прочие.

Радиоактивные методы исследования используют для уточнения литологической характеристики пласта, выделения и оценки коллекторов, контроля за продвижением газоводяного или газонефтяного контакта, техническим состоянием эксплуатационных скважин.

В качестве основных радиометрических методов в промысловой практике применяют: гамма-метод (ГМ); нейтронные методы (НМ), включающие в себя – нейтронный гамма-метод (НГМ), нейтронный метод по тепловым нейтронам (НМТ), нейтронный метод по надтепловым нейтронным (НМ-НТ); импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ); метод наведенной активности (НА); гамма-гамма метод (ГГМ); метод радиоактивных изотопов.

Для корреляции разрезов, изучения литологии, исследования в обсаженной скважине, оценки глинистости пластов используют ГМ.

Для выделения и оценки характера насыщения, пористости, газонасыщенности используют нейтронные методы (НГМ, НМТ, НМ-НТ).

Для отбивки положения ГВК и ГНК используют ИННМ, НА.

Контроль за качеством распределения цемента в затрубном пространстве производят с помощью ГГМ.

Использование ИННМ или НГМ наиболее эффективно в получении достоверной геофизической информации в трудных геологических условиях.

Термометрические исследования в наблюдательных, геофизических и пьезометрических скважинах позволяют изучать естественное распределение температуры, величина которой обусловлена потоком тепла из недр земли.

Термометрические исследования газовых скважин проводятся как при разведке, так и в процессе эксплуатации месторождения. В первом случае эти исследования осуществляют для определения температурного градиента и высоты подъёма цементного раствора по завершению работ по цементажу обсадной колонны. Во втором случае, эти исследования выполняются для установления рабочих интервалов в действующей скважине (возможность определения работающих интервалов, перекрытых НКТ). В зависимости от поставленных перед исследователями задач, эти исследования можно осуществлять, как при установившемся, так и при неустановившемся тепловых режимах в скважине, заполненной буровым раствором или водой и в газовой среде под давлением.

В промысловой практике температурный градиент определяют в скважинах, находящихся длительное время в покое. Ориентировочное время выдержки скважины τ, необходимое для создания установившегося теплового режима, определяют из выражения:

(16)

где Δt – разность температур между газожидкостной смесью, заполняющей скважину, и изучаемой породой в начальный момент времени;

Δt₀ – то же, но по истечении времени τ;

d_o – диаметр исследуемой скважины;

a_o – температуропроводность среды, м²/ч (a_o =λ / С);

λ – коэффициент теплопроводности среды, ;

С – коэффициент теплоёмкости, ;

τ – время выдержки скважины, ч.

Газовые скважины, предназначенные для проведения термометрических исследований (определение градиента температур), не должны иметь перелив, газопроявлений и затрубного движения. Замер температур осуществляют в нескольких точках при неподвижном состоянии термометра. По истечении не менее 1 сут., осуществляют контрольный замер. Работы по определению температурного градиента проводят с использованием электрических термометров.

Термодинамическая характеристика природного газа в работающей скважине и выявление газоотдающих интервалов производится путем замера температуры на различных дебитах, измеряемых с помощью ДИКТа. Работающий интервал в газовой скважине выделяется понижением температуры.

Исходя из вышеуказанного для этих целей возможно использование дебитометрии – совокупности методов определения скорости жидкости и газа в стволе скважины с целью выделения границ работающих интервалов, оценки их дебитов, коэффициентов фильтрационных сопротивлений и исследования межпластовых перетоков газа.

Результаты измерения скорости в стволе скважины позволяют оценить расходы жидкости и газа. Дебит газовой скважины в этом случае оценивается при стандартных условиях из выражения следующего вида

где Р – давление в скважине, МПа;

d – внутренний диаметр обсадных (насосно-компрес-сорных) труб, м;

Т – температура природного газа, К;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т.

При исследовании скважин с целью оценки дебита в интервале перфорации применяются основные три способа:

- тахометрический;

- термокондуктивный;

- акустический.

Первый способ основан на определении зависимости частоты вращения датчика расходомера (турбинки) от скорости потока газа или жидкости, движущегося в камере датчика.

Скорость движения газа и дебит скважины для тахометрических датчиков ''Метан'' в зависимости от частоты вращения определяется из выражения следующего вида

для турбинки первого диапазона скорости v = 0,1 – 0,3 мс и следующих значениях величин

для турбинки второго диапазона скорости v = 0,25 – 10,00 м/с.

Второй способ измерения дебита основан на измерении разности температур стенки нагретого датчика и движущегося флюида, при этом необходимо знать фазовый и компонентный состав флюида и его структуру в стволе скважины.

Акустические исследования (шумометрия) позволяют определять границы эксплуатирующих пластов и пропластков, давать количественную оценку дебитов, например, в случае аварийного фонтанирования газовой скважины. Наиболее эффективно применение акустического каротажа (АК) при определении пористости горных пород в необсаженных скважинах.

На стадии разведки месторождений при наличии на структуре нескольких скважин чрезвычайно существенным методом может оказаться акустическое прослушивание пласта. Технология данного способа сводится к следующему – в одной из скважин с помощью насоса или испытателя на трубах производят локальное изменение давления. Это приводит к образованию волны давления, которая будет распространятся по пласту на большие расстояния в виде ''волны перетекания''. Одновременно в пласте будет возбуждаться акустическая волна, которая распространяется по пласту со скоростью звука. Регистрация этих обеих волн может производиться акустическими датчиками дaвлeния первых вступлениях будет регистрироваться звуковая волна, идущая по скелету породы, а в последующих - волна давления; при этом скорость и затухание первой волны будутхарактеризовать коллекторские свойства пласта между следуемыми скважинами, а на основе параметров второй волны можно получить информацию о гидродинамических свойствах жидкости, насыщающей пласт. Комплекс этих параметров будет полезен не только при подсчёте за нефти, но и при выборе системы разработки, а также сетки эксплуатации скважин.

Среди прочих методов контроля за работой скважины используются влагометрия, плотностнометрия, барометрия и т.д.

ЛЕКЦИЯ № 21

Обоснование технологических режимов работы газовой скважины для случаев постоянной депрессии, постоянного давления, постоянного дебита и постоянной скорости фильтрации. Пожары и фонтаны на нефтяных и газовых скважинах. Ликвидация скважин

Рассмотрим установление технологического режима эксплуатации добывающих скважин газовых и газоконденсатных месторождениях.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимаются определенные условия движения газожидкостной смеси в призабойной зоне пласта и стволу скважины, характеризуемые определенными значениями дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые естественными ограничениями, которые можно подразделить на: геологические, технологические, технические и экономические.

С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое скважины, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважинам.

Чтобы правильно установить режим работы скважины анализируют данные её предыдущей эксплуатации, исследуют скважину при различных режимах работ и проводят необходимые расчеты. На основании полученных материалов, выбирают рациональный для данной скважины режим.

В основе выбора критериев технологического режима работы скважин первоначально необходимо установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования режима эксплуатации скважин.

Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:

- деформация пористой среды при возникновении значительных депрессий (снижение проницаемости ПЗП в трещиноватых пластах);

- разрушение ПЗП при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных пластов – коллекторов - образование песчано-жидкостных пробок;

- образование гидратов в ПЗП и стволе скважины;

- обводнение скважин краевой и подошвенной водой;

- коррозия скважинного оборудования;

- вскрытие пласта многопластовых месторождений с гидродинамической связью между пропластками;

- подключение скважин в работу на общий коллектор и др.

Исходя из вышеуказанного, все эти факторы, влияющие на режим работы скважины в газопромысловой практике оцениваются следующими критериями:

- - постоянный градиент давления на пласт;

- - постоянная депрессия на пласт;

- - постоянное забойное давление;

- - постоянный дебит;

- - постоянное устьевое давление;

- - постоянной скорости движения.

При обосновании и выборе технологического режима работы скважины следует соблюдать следующие основополагающие принципы:

- полнота учёта геологической характеристики залежи, свойств флюидов насыщающих пористую среду;

- рациональное использование естественной энергии залежи;

- соблюдение закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов (нефть, газ, газовый конденсат);

- высока надежность работы системы ''пласт – скважина – система сбора и подготовки скважинной продукции к дальнему транспорту – магистральный транспорт'';

- обеспечение максимального снятия всех факторов ограничивающих производительность добывающей скважины;

- корректировка технологических режимов работы скважины, в соответствии существующей стадией разработки месторождений природных углеводородов;

- обеспечение заданного объёма природных углеводородов при капитальных минимальных вложениях и эксплуатационных затратах и устойчивость работы системы ''пласт – скважина – система сбора и подготовки скважинной продукции к дальнему транспорту – магистральный транспорт''.

Следует отметить, что для обоснования технологического режима работы скважины следует выделить три реализуемых на практике направления:

- режим работы скважины должен соответствовать 10 – 15 % значения свободного дебита скважины;

- режим работы должен обеспечить соблюдение линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации (описываться уравнением притока по закону Дарси), что будет соответствовать ''энергосберегающему '' дебиту;

- обоснование режима эксплуатации работы скважины необходимо осуществлять с учётом деформации пласта, разрушения ПЗП, образования всевозможного рода пробок в интервале перфорации, гидратов, коррозии оборудования, отложения солей, обвязки скважины и т.п.

В первом случае такой режим теоретически не обоснован, поскольку не учитывает механические и упругие свойства пласта, условия выноса механических примесей и воды, и т.д.

Во втором случае обоснование такого режима практически неосуществимо, ввиду макронеоднородности по фильтрационным свойствам, поскольку при любом из дебитов имеет место как линейная и нелинейная зависимость между градиентом давления и скоростью фильтрации, причём доля этих соотношений зависит от фильтрационных свойств пористой среды.

Третий случай в этом отношении является наиболее приемлемым и для его применения необходимо иметь следующую информацию:

- географические и метеорологические условия района

расположения месторождения;

- тип, форма, размеры и режим залежи;

глубину и последовательность залегания пластов;

- ёмкостные и фильтрационные свойства пористой среды;

- наличие гидродинамической связи между пропластками;

- параметр анизотропии по пропласткам;

составы и свойства газа, конденсата, нефти и воды;

- параметры водоносного бассейна;

- тип воды - подошвенная или контурная;

- конструкция скважины и её обвязка;

- наличие многолетней мерзлоты в разрезе;

- устойчивость коллекторов;

- трещиноватость и направление трещин;

- изменение свойств пористой среды и насыщающих её флюидов от давления, фазовое состояние и т. д.

На основании результатов комплексных исследовательских работ и данных эксплуатации скважин определяется базовые критерии или факторы.

1. Предельное значение в режиме эксплуатации скважины градиента давление определяется специальными исследованиями позволяющими получить зависимости значения и количеством выносимого песка при существующей конструкции скважины и исследование образцов горной породы в лабораторных условиях на разрушение.

Режим постоянного градиента давления на стенке скважины можно представить выражением следующего вида

или

Тогда из двучленной формулы при максимально допустимом градиенте запишем уравнение следующего вида

Если ψ = Const то давление на забое скважины будет

Градиент давления при одной и той депрессии на продуктивный пласт может быть различным, обуславливается свойствами пористой среды и фильтрующихся в ней флюидов (см. рисунок 1).

Согласно представленным на рисунке 1 зависимостям максимальный градиент давления находится в зоне примыкающей к стенке скважины. Таким образом, если у стенки скважины достигается устойчивость горной породы за счёт правильного выбора градиента давления, то за её пределами она также будет обеспечена.

Рисунок 1. Определение градиента давления в продуктивных пластах различной проницаемости.

1, 2 – пласты различной проницаемости

Значения допустимых градиентов давления для горных пород с различной устойчивостью /З.С. Алиев, С.А. Андреев, Власенко и др. Технологический режим работы газовых скважин. – М., Недра, 1978/ должны соответствовать следующим величинам:

- неустойчивые коллектора - МПа/м;

- слабоустойчивые коллектора - 1,0 МПа/м;

- среднеустойчивые коллектора - МПа/м;

- устойчивые коллектора - МПа/м;

- высокоустойчивые неразрушающиеся

коллектора - МПа/м.

Опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений показывает, градиент давления менее всего изменяется в процессе разработки месторождения, но его изменения могут быть существенными на поздней стадии разработки при обводнении скважин и после проведения на них ремонтных работ.

2. При деформации продуктивного пласта, вызывающей снижение проницаемости ПЗП и при обводнении скважины подошвенной водой в промысловой практике реализуется режим постоянной депрессии на продуктивный пласт.

Математически этот режим записывается выражением следующего вида

Из двухчленной формулы дебит скважин описывается уравнением следующего вида

Из этого уравнения следует, что при режиме постоянной депрессии на пласт и снижении пластового давления дебит газовой скважины во времени будет уменьшаться.

Если установленная депрессия на пласт не вызывает обводнение скважины, то её значения определяется по индикаторной диаграмме полученной по результатам исследований методом установившихся отборов (см. рисунок 2).

Рисунок 2. Зависимость дебита скважины от депрессии на пласты с различной проницаемостью:

1 – практически линейная зависимость дебита от депрессии (высокопродуктивные коллектора);

2 – с ростом депрессии после некоторой величины происходит снижение фильтрационных свойств и интенсивности роста дебита;

3 - скважина эксплуатирует низко продуктивный пласт где, с ростом депрессии снижаются фильтрационные свойства ПЗП и при значительных депрессиях наблюдается некоторое снижение дебита.

В случае обводнения газовой скважины, значение допустимой депрессии, прежде всего, определяется свойствами пластовых флюидов (газа, воды и нефти), величиной вскрытия продуктивного пласта (нижняя граница перфорации), вертикальной проницаемостью, активностью подошвенной воды – скоростью продвижения ГВК. Следует отметить, что уменьшение депрессии на пласт в условиях обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта вызывает более прогрессирующее снижение дебита скважины.

3. В промысловой практики режим постоянного забойного давления более чаще применяется в случае разработки недонасыщенных газоконденсатных месторождений, но при достижении определенной величины пластового давления во избежание резко снижения дебита, он заменяется другим, которые больше подходит к существующей стадии разработки газоконденсатного месторождения. Осуществление этого режима возможно в полном объёме только при поддержании пластового давления закачкой сухого газа или воды.

В общем виде режим постоянного забойного давления можно представит следующим образом

Из двухчленной формулы дебит скважин описывается уравнением следующего вида

4. В случае если не вводиться дополнительный фонд скважин увеличение депрессии на продолжительное время не вызывает осложнений в эксплуатации скважин целесообразным и выгодным является эксплуатация скважин на режиме постоянного дебита.

Режим постоянного дебита представляется выражением следующего вида

В этом случае забойное давление и депрессия на пласт определяются и формул следующего вида

При реализации этого режима эксплуатации скважины депрессия на пластвозрастает. При достижении максимально допустимой депрессииследует переходить на новый технологический режим, например, постоянной депрессии или постоянного забойного давления.

Следует отметить, что этот же режим может быть реализован и в случае, когда осуществляется добыча агрессивно-активного природного газа и интенсивность коррозии обусловлена скоростью движения скважинной продукции по стволу скважины с заданной конструкций. При этом режиме эксплуатации применяемая конструкция скважина должна обеспечить вынос с забоя твердых и жидких примесей, не образовывая при этом песчано-жидкостных пробок.

5. Для выноса примесей из интервала перфорации целесообразно применять режим постоянной скорости потока.

В случае линейного закона фильтрации

или

имеют место условия постоянной скорости фильтрации в призабойной зоне скважины.

Коэффициенты А₀ и В₀ определяются по формулам

следующего вида

;

где n – число перфорационных отверстий на 1 п.м. колонны;

R₀ – радиус пулевого отверстия (2 – 3 см);

С₁ - коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия пласта;

- коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта.

Задаваясь значениями дебита q можно определять соответствующее забойное давление Р_заб. Исходя из уравнения материального баланса истощения газовой залежи, строится графическая зависимость вида

При выполнении линейного закона фильтрации дебит газовой скважины во времени определяют по формуле следующего вида

Следует отметить, что при реализации режима постоянной скорости потока движения газа его следует применять на двух участках ствола скважины – в интервале перфорации продуктивного пласта и в устье скважины, чем может обеспечить более низкую интенсивность коррозионно-эррозионного разъедания насосно-компрессорных труб в случае не применения защитных ингибиторов.

Минимальное значение скорости в интервале перфорации достаточной для выноса примесей должна составлять порядка , а максимальная скорость потока на устье скважины не должна превышать , поскольку выше этого значения скорости процессы коррозионно-эррозионного разъедания значительно интенсифицируются. С точки зрения потерь давления и минимизации коррозии металла желательная скорость потока по стволу скважины составляет 5 м/с.

В основном соблюдение этого режима в пределах интервала перфорации продуктивного пласта обеспечивается конструкцией скважины и в меньшей мере работой самого пласта.

6. Режим постоянного устьевого давления обычно используется непродолжительное время, и не с самого начала разработки месторождения. Это режим желательно реализовывать, когда необходимо поддерживать давление, при котором система промысловой подготовки газа (осушки) обеспечить требуемые кондиции газа.

Режим постоянного устьевого давления описывается выражением вида

Совместное решение двухчленной формулы притока газа к скважине и уравнения движения потока газа по стволу НКТ позволяет определить забойное давление по уравнению следующего вида

Тогда из двухчленной формулы притока газа к скважине получим значение дебита для данного типа режима эксплуатации скважины

Значение и определяется по формулам

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления в насосно-компрессорных трубах.

В частности, он обычно используется в случае срыва ввода по плану дожимных компрессорных станций (ДКС) и в основном приводит к снижению фактического дебита скважины по сравнению с проектным режимом.

Помимо указанных параметров технологического режима работы скважины необходимо прогнозировать и её температурный режим. Этот режим в качестве критерия требует выполнение следующих условий, что бы давление было Р_заб < Р_р и температура Т_з > Т_р – такое выполнение условий равносильно предупреждению возможности образования гидратов в ПЗП, а задание условий по давлению Р_у < Р_р и по температуре Т_у > Т_р равносильно условию предупреждения образования гидратов в стволе скважины.

В промысловой практике различают два вида технологического режима – расчётный и фактический. Первый вид режима работы газовой скважины устанавливается при составлении проектов разработки месторождения на длительную перспективу. Фактический технологический режим работы конкретной скважины составляется в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатов газогидродинамических исследований скважин сроком на один квартал или одно полугодие.

Следует обратить внимание, на такое обстоятельство как продолжительность или же другими словами срок действия выбранного технологического режима работы скважины. Время перехода с одного режима на другой в настоящее время осуществляется либо по новому проекту разработки, либо по проекту корректировки действующего проекта разработки примерно к концу периода постоянной добычи газа. В этом случае обосновывается новый определяющий фактор, выбираются новые критерии и их численные значения для нового периода времени из общей продолжительности разработки месторождения природных углеводородов.