Газогидродинамические методы исследования газовых скважин

Введение

Газ — агрегатное состояние вещества, в котором его частицы не связаны или весьма слабо связаны силами взаимодействия и движутся свободно, заполняя весь предоставленный объем.

Начало промышленного использования природного газа относится к 1821 году, когда в США он стал применяться для освещения. Сегодня основное промышленное значение имеют природные газы газовых, газоконденсатных и газоконденсатно — нефтяных месторождений.

Рассматривая концепцию научно-технической политики (НТП) в энергетике России, можно сказать, что основополагающее значение имеет развитие главной отрасли энергетики страны, какой сегодня стала газовая промышленность. В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надежность подачи газа на всем пути его движения от пласта до потребителя.

Наиболее эффективный путь решения проблем надежности, увеличения газои конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса. В добыче и разработке газового месторождения основная концепция НТП сводится к решению научных проблем, обеспечивающих надежную добычу газа без осложнений и аварий и разработку месторождений с высокими коэффициентами газо — и конденсатоотдачи.

Надежность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регулярного проведения исследований скважин, а также создания системы эффективной диагностики скважин и газопромыслового оборудования.

Важнейшие источники информации о газоносном пласте и скважинах газового месторождения — газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Результаты этих исследований необходимы при определении запасов газа и конденсата, проектировании и анализе разработки месторождений, составлении проектов обустройства, установки технологических режимов эксплуатации скважин, оценке эффективности различных геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах и т. д.

В практике газодобывающей промышленности все исследования, проводимые на скважинах, подразделяются на первичные, текущие, контрольные и специальные.

Первичными называются исследования, проводимые на разведочных и эксплуатационных скважинах непосредственно после окончания их бурения с целью определения максимально допустимых дебитов и параметров пласта перед пуском в эксплуатацию, отбора проб газа, воды и т. д.

Текущими называются исследования, проводимые периодически один раз в квартал или полугодие с целью установления технологического режима эксплуатации скважин, параметров пласта, потерь давления и т. д.

Контрольными называются исследования, проводимые для проверки качества первоначальных и текущих исследований, определения параметров, необходимых для проектирования и анализа разработки месторождения. Как правило, при проведении контрольных исследований используют более совершенную контрольно-измерительную аппаратуру и приборы, тщательно отарированные в промысловой лаборатории.

Специальными называются исследования газоконденсатных скважин по определению соотношения газовой и жидкой фаз при различных дебитах, давлениях и температурах, а также исследования по определению эффективности различных геолого-технических мероприятий по увеличению дебитов скважин, таких как гидроразрыв, кислотные и термокислотные обработки, торпедная и пескоструйная перфорации, а также закрепление пластов различными реагентами для предотвращения разрушения призабойной зоны и т. д.

Газогидродинамическими методами в сочетании с геофизическими можно разрешить многие вопросы проектирования и анализа разработки месторождений и в особенности, в разработке эффективных методов контроля и регулирования разработки.

По результатам исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации определяют пластовые и забойные давления, зависимости дебита газа, конденсата и воды от депрессии на пласт, а также дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений (индикаторная линия). Важнейшими характеристиками, определяемыми в процессе исследования скважин, являются также максимально допустимые работы скважин и факторы, ограничивающие эти дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления в формуле притока газа к скважине, а также величины свободного и абсолютно свободного дебитов скважин.

Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины, не являясь практически реальными величинами, позволяют сравнивать характеристики параметров скважин.

Свободный дебитэто дебит полностью открытой скважины, т. е. дебит, который бы давала скважина при противодавлении на устье, равном 0,1 МПа.

Абсолютно свободный дебитэто дебит, который смогла бы дать скважина при снижении давления на ее забое до 0,1 МПа.

В настоящее время наиболее распространены газогидродинамические методы исследования газовых скважин.

Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

Исследование скважин, как правило, начинают с кратковременной ее продувки для очистки забоя от твердых частиц, воды, конденсата и т. д. Затем скважину закрывают и измеряют статическое давление на устье закрытой скважины, температуру на устье, а при необходимости — пластовые давления и температуру глубинными приборами. Далее скважину пускают в работу при малых дебитах и фиксируют дебит, давление и температуру на устье скважины. Увеличивая диаметр штуцера, испытывают скважину при шести — восьми различных значениях дебита вплоть до дебита, при котором начинается вынос песка или подтягивание воды. Затем исследуют скважину при обратном ходе, т. е. с уменьшением дебитов. Обратный ход осуществляется для контроля при двух — трех значениях дебита. Все значения дебитов, давлений и температур должны соответствовать стационарным (установившимся) условиям.

Время стабилизации давлений и температур для различных месторождений различно и зависит в основном от свойств пласта и насыщающего его газа.

При исследовании скважин на эксплуатируемых месторождениях используют имеющуюся систему обустройства, позволяющую, как правило, проводить на групповых установках индивидуальные замеры дебитов газа и жидкости, а также давлений и температур на скважинах. При этом исследования скважин проводятся с одновременной подачей газа потребителям.

При исследованиях скважин необходимо замерять все количество выпущенного газа для его учета в общей добыче по промыслу или месторождению.

Перед началом исследований составляют программу, учитывающую особенности данной скважины и конкретного месторождения.

Для измерения давлений используют оборудование или контрольные манометры класса точности 0,2 или 0,4. Когда требуется особенно высокая точность измерения давлений, применяют поршневые манометры (грузовые прессы).

Перед исследование скважины и после него манометры необходимо тарировать на грузовом прессе.

Результаты исследований скважины можно обрабатывать по формулам: двучленной Дарси или степенной.

При интерпретации результатов исследования скважин по двучленной формуле используют зависимость:

где A и B — коэффициенты фильтрационного сопротивления.

По полученным данным кроме индикаторную линию зависимости Указанную зависимость выражают параболой, выходящей из начала координат (Рис 2.1).

Одной из основных задач исследования скважины является определение коэффициентов фильтрационного сопротивления, А и В. Для этого достаточно привести выражение (2.1) к уравнению прямой линии, для чего следует левую и правую части его разделить на Q :

Построив затем график зависимости получают прямую линию, отсекающую на оси ординат отрезок, равный А, тангенс угла наклона, которого равен коэффициенту В (рисунок 2.2).

Для более точного определения коэффициентов, А и В, особенно при наличии большого числа точек, можно воспользоваться методом наименьших квадратов:

В выражениях суммы берут по значениям N, (N — число режимов, на которых проводилось исследование). Для практических целей бывает вполне достаточно графического определения коэффициентов, А и В.

Зная коэффициент, А по результатам исследования скважин подсчитывают проницаемость пласта k:

Величину коэффициента макрошереховатости L находят по формуле:

где k — проницаемость;

Тпл — пластовая температура, К;

h — мощность пласта, м;

rс — радиус скважины, см;

L — коэффициент микрошереховатости, м;

В — коэффициент, (сут. /тыс.м3)2.

Из формулы (2.6) видно, что точность определения параметров пласта зависит от точности определения коэффициента А, характеризующего фильтрационные сопротивления в призабойной зоне пласта. Затем определяют свободный и абсолютно свободный дебит газовой скважины.

Для определения свободного дебита скважин достаточно подставить в двучленную формулу (2.1) значение забойного давления, соответствующего давлению на устье скважины, равному 0,1 МПа:

где

? -коэффициент гидравлического сопротивления ствола скважины;

Zсрсредний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины;

Tсрсредняя температура газа в стволе скважины;

d внвнутренний диаметр фонтанных труб.

Расчет аналогичен расчету забойного давления по формуле Адамова.

Расчет проводят методом последовательных приближений. Вначале принимают Z=1 и определяют Qсв. ор, по которому находят соответствующее ориентировочное забойное давление:

Затем определяют Z ср. ор и находят новое значение дебита и соответствующее. По значению находят следующее значение. Расчет продолжают до тех пор, пока не будет исключено влияние нового Zср на давление. Обычно второго приближения для практических целей бывает вполне достаточно. Следует заметить, что формула (2.8) справедлива тогда, когда скорость истечения газа из устья скважины не превышает критической, т. е. не более 400 м/с. Скорость истечения газа можно найти из выражения:

где D — внутренний диаметр трубы, м;

Q — дебит скважины, тыс. м3/ сут.

При практическом истечении газа свободный дебит газовой скважины можно определить по формуле:

Для определения абсолютно свободного дебита газовой скважины в двучленной формуле Дарси достаточно считать и решить квадратное уравнение относительно Q:

Если для измерения пластового давления скважину нельзя остановить (длительные периоды восстановления давления или другие причины), то можно провести исследования без ее остановки, измерив лишь значения давлений и дебитов при ее работе. Для обработки результатов исследования можно воспользоваться способом, предложенным Ю. П. Коротаевым и Г. А. Зотовым.

Действительно, если скважину испытывали на нескольких режимах, то для каждого из них можно написать двучленную формулу:

где n — порядковый номер режима.

Вычитая (2.13) из (2.14), получают:

Затем, приводя выражение (2.15) к уравнению прямой линии путем деления правой и левой части на (Qn — Qi), получим:

Следовательно, обработав результаты исследования скважины в координатах можно определить искомые коэффициенты, А и В. В последнем случае так же может быть использован метод наименьших квадратов для определения коэффициентов, А и В (рис). Теперь поскольку коэффициенты, А и В известны, легко найти пластовое давление:

Методика проведения и обработки результатов исследования скважин Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений при этом решения сводились к формуле (2.1), где для гидродинамически совершенных скважин:

где h — толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты не подчиняются формуле (2.1). Для их обработки Ю. П. Коротаевым еще в 1956 году была предложена следующая формула:

где C — коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

Обработка индикаторных линий с учетом реальных свойств газа.

Для обработки результатов исследования газовых скважин методом установившихся отборов используют формулы, полученные для идеального газа. При высоких пластовых давлениях и больших депрессиях это приводит к искажению вида индикаторных линий, неправильной их интерпретации и к неточному определению параметров пласта.

При высоких абсолютно пластовых давлениях и больших депрессиях следует пользоваться уравнением притока, полученным для реальных газов:

;

где — приведенные вязкости при пластовой температуре и при пластовом и забойном давлениях;

µ' - вязкость газа при абсолютном давлении 0,1 МПа и пластовой температуре Тпл.

µ - вязкость газа при давлении p и пластовой температуре Тпл.

Формулу (2.20) можно использовать для определения коэффициентов, А и В, представив ее в виде:

На рисунке приведены сравнительные результаты обработки данных испытания по формуле (2.21) и по формуле для идеального газа преобразованной к виду:

При расчетах по формуле получают заниженные значения коэффициентов, А и В; для коэффициента, А вместо 64 получаем 57 тыс. м3/ сут, т. е. занижение на 11%, для В вместо 0,21 получаем 0,12 тыс. м3/сут., т. е. занижение на 43%.

На примере определим проницаемость пласта на основании исследования газовой скважины.

Вязкость газа, мощность пласта, среднее расстояние до соседних скважин. Можно принять приведенный радиус скважин, статическое давление в остановленной скважине МПа. Зависимость приведена на рисунке.

Зависимость между дебитом скважины и перепадом давления имеет вид:

или По значению коэффициента, А определяем проницаемость пласта:

Во втором примере определим, при каком забойном давлении на газовой скважине можно получить газа.

Пластовое давление, вязкость газа:

Проницаемость пласта эффективный диаметр частиц пористой среды пористость пласта m = 20%.

Плотность газа при атмосферном давлении Атмосферное давление

Радиус контура области дренирования, радиус скважины, мощность пласта h=8м. Зависимость дебита от перепада давления при нарушении закона Дарси можно представить в виде:

Где:

Определим забойное давление:

Мпа Оборудование для газогидродинамических исследований газовых скважин Схемы обвязки устья скважины могут быть различны в зависимости от конструкции скважины, характеристик месторождения, целей исследования и т. д. Однако в любой схеме необходимо предусмотреть измерение дебита газа, конденсата и воды, давления и температуры на устье скважины (в фонтанных трубах и затрубном пространстве), а также возможность наблюдения за потоком газа с целью определения содержания в газе твердых частиц, воды, конденсата, глинистого раствора и т. д.

Исследование газовых скважин можно проводить как с подачей газа потребителю в газопровод, так и с выпуском его в атмосферу. Последний способ связан с потерями газа, но при отсутствии потребителя, особенно при исследовании разведочных скважин, пробуренных на необустроенных месторождениях, приходится исследовать скважины с выпуском в атмосферу.

В процессе исследования газовых и газоконденсатных скважин применяют различные способы измерения давления и дебита газа.

Давление на устье скважины измеряют обычными пружинными манометрами. Пластовое и забойное давления измеряют глубинными манометрами, но зачастую эти давления приходится определять по устьевому давлению расчетным путем.

Наиболее точно дебит газа можно определить по методу сужения при помощи указывающих и регистрирующих приборов — дифференциальных манометров; с помощью диафрагменного измерителя критического течения ДИКТ или пневмометрической трубки первого и второго типов.

На рисунке 2.6 показана схема обвязки устья скважины при исследовании ДИКТ, называемого также прувером. На фонтанной арматуре устанавливают манометры и термокарманы для измерения давления и температуры в затрубном пространстве и на головке скважины, породоуловитель для качественной оценки выносимых из скважины примесей и ДИКТ, позволяющий измерить дебит скважины при различных диаметрах установленной в нем диафрагмы. Этот прибор применяют при исследовании газовых скважин для измерения больших расходов газа, когда скорость его истечения равна скорости критического течения. Дело в том, что увеличение расхода газа с ростом перепада давления до отверстия в диафрагме (или в, не достигнет определенного значения. При дальнейшем штуцере) и после него происходит только до тех пор, пока уменьшении этого отношения расход через отверстия стандартной диафрагмы не изменяется.

Для различных газов имеет следующие значения: воздух- 0,528; метан- 0,55; этан- 0,567. Для природных газов принимается .

Для измерения расхода газа применяют две конструкции ДИКТ: диаметрами 50 и 100 мм. Измеритель диаметром 50 мм представляет собой цилиндр длиной 305 мм, на одном конце которого нарезана стандартная резьба под фланцы или муфты, а на другом — резьба под прижимную гайку. Для установки диафрагмы предусмотрена выточка глубиной 33 мм и диаметром, равным наружному диаметру диафрагмы. Между диафрагмой и торцевой поверхностью ставится прокладка. Температуру газа измеряют термометром, установленным в стакане.

Для разрядки давления при использовании диафрагм небольшого диаметра предназначены ниппель с вентилем, а для измерения расхода газа, содержащего механические примеси, — специальный штуцер.

Дебит газа определяют по формуле:

где Q — дебит газа (тыс.м3/сут), приведенный к 20о С и 760 мм рт.ст.;

cкоэффициент расхода, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы и диаметра прибора;

Сдавление газа перед диафрагмой, МПа;

ротносительная плотность газа;

z — коэффициент сверхсжимаемости.

Коэффициент C принимают постоянным для данной диафрагмы и независимыми от давления и температуры.

Пневмометрическая трубка первого типа применяется для измерения расхода газа при выпуске его в атмосферу через ее открытый конец. Трубка имеет Vобразную форму с отверстием, направленным навстречу потока.

Если давление в V — образном манометре не превышает 640 мм.рт.ст., расход газа определяют по формуле:

Если скоростной напор велик, вместо ртутного манометра принимают пружинный. Тогда расход газа определяют по формуле:

где Q — расход газа, м3/сут;

D — диаметр трубопровода, мм;

Mрт — высота столба ртути в манометре, мм;

p — измеренное давление, МПа;

s — относительная плотность газа;

Т — абсолютная температура газа, К.

Пневмометрическая трубка второго типа применяется для измерения расхода, когда его абсолютное давление близко к атмосферному. Способ определения расхода газа с помощью этой трубки основан на определении скоростного напора по разности полного и статического напоров Нрт. В этом приборе обычная трубка первого типа сочетается с трубкой, воспринимающей статическое давление в трубопроводе.

Конец напорной трубки устанавливают на расстоянии 1/3 D от стенки трубопровода. Расход газа определяют по формуле где — абсолютное давление газа в трубопроводе, мм.тр.ст.

При ориентировочных определениях расхода газа рассмотренными выше способами температура его принимается равной 293 К.

Устьевая аппаратура «Испытатель» предназначена для измерения температуры и давления перед сужающим устройством и преобразования их в унифицированные частотные электрические сигналы для передачи информации по кабелю в измерительные регистрирующие или вычислительные устройства. Эти данные используют для расчета дебита газа на устье скважин с применением ЭВМ.

Аппарат состоит из датчика дебита с набором диафрагм, преобразователя давления и температуры, блока питания и комплекта кабелей.

Конструктивно датчик дебита представляет собой толстостенную трубу, имеющую резьбу на обоих концах, На один конец наворачивается фланец для соединения с устьевой арматурой скважин, на другом конце предусмотрена накидная гайка для крепления сменных диафрагм. В средней части установлен вентиль для сброса газа в атмосферу перед сменой диафрагм, имеющий раструб на повторной втулке для направления потока сбрасываемого газа.

Давление и температура перед диафрагмой измеряются потенциометрическим датчиком давления и чувствительным элементом термометра сопротивления, помещенного в защитный корпус. В датчик предусмотрены: штуцер для присоединения манометра, и карман для установки ртутного термометра.

Режимы испытания скважин изменяются заменой диафрагм, имеющих различные диаметры отверстий. Для этого закрывают задвижку на скважине, на которой установлен датчик, открывают продувочный вентиль на датчике и крепят диафрагму накидной гайкой.

Информация о температуре и давлении в выходных электрических сигналах аппаратуры «Испытатель» представлена периодами следования импульсов. Температура газа на устье скважины определяется по формуле:

где Ттемпература газа, С*;

Ппериод следования импульсов на выходе преобразователя температуры, мкс.

Давление на устье определяется по одной из приведенной формуле:

В аппаратуре «Испытатель» используются датчики трех модификаций с предельными давлениями: 10; 25 и 40 МПа.

Скважинный глубинный прибор «Пласт» позволяет измерять давление до 40 МПа в газовых скважинах. Чувствительный элементмембрана, связанная с кольцевым струнным преобразователем. Таким образом, изгиб мембраны преобразованный в изменение частоты колебаний струны, возбуждаемых генератором глубинного прибора. Получаемый частотный сигнал по кабелю передается во вторичную аппаратуру, расположенную на устье скважины, где измеряемый параметр регистрируется в цифровой форме. Диапазон рабочих температур глубинного прибора «Пласт» от -10 до 1500С, погрешность измерения давления 0,4%.

Глубинный прибор «Метан" — первый серийно выпускаемый в СССР прибор для определения дебита и профиля притока газа в газовых скважинах. «Метан» позволяет при спуске или подъеме прибора в скважине определить места и интенсивность притока газа, а также оценивать относительный дебит работающих интервалов по известному дебиту скважины. Прибор включает измеритель скорости потока вертушечного типа и герметизированный контакт (герком), переключаемый магнитом, насаженным на валу вертушки. Таким образом, частота переключений контакта соответствует частоте вращения вертушки, т. е. измеряемой скорости потока газа.

Глубинный прибор связан со вторичной аппаратурой на устье скважины одножильным бронированным каротажным кабелем, который используется для спуска прибора в скважину. Диапазон рабочих температур от -10 до 100о С.

Заключение

На основании данных испытания газовых скважин устанавливают технологический режим их эксплуатации.

Технологические режимы эксплуатации скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия разработки месторождения изменяются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 5 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивом режиме эксплуатации скважин этот период может быть увеличен до года и более.

К ограничению промышленного дебита газовой скважины могут привести следующие осложнения, возможные при чрезмерно высоких отборах газа:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок, износ оборудования, возникновение неурегулированного фонтана и кратера;

2) подтягивание конуса подошвенной или языка краевой воды; обводнение, закупоривание ствола скважины;

3) чрезмерное охлаждение газа, возникновение термических напряжений в оборудовании, обмерзание оборудования, образование гидратов;

4) сильное понижение давления в скважине и опасность смятия эксплуатационной колонны под действием внешнего давления;

5) сильная вибрация оборудования, обусловленная турбулентностью и пульсацией потока газа;

6) нерациональное использование пластовой энергии, расходуемой на турбулентное движение газа;

7) неудовлетворительное состояние скважин (плохое цементирование, негерметичность, обводненность).

Отбор газа ограничивается пропускной способностью призабойной зоны, ствола скважины и газосборной сети. На основании результатов испытаний и тщательного анализа перечисленных факторов устанавливается и регулируется дебит всех эксплуатационных скважин.

Режим эксплуатации газовой скважины регулируют:

а) штуцерами, установленными для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора.

Установленный режим должен поддерживаться и систематически контролироваться геологической и технологической службами ГДУ. В случае нарушения установленного режима эксплуатации скважины следует принимать меры к его восстановлению.

режим фильтрация газ скважина

1. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М., Недра, 1975.

2. Куцын П. В., Эстрин Р. Я. Охрана труда и техника безопасности на газовом промысле. М., Недра, 1982.

3. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах/ Под ред. С. П. Максимова. Книга вторая. Азиатская часть СССР. — М.: Недра, 1987.

4. Панов Г. Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. Учебник. М., Недра, 1982.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов/ Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев и др.; Под ред. Ш. К. Гиматудинова. — М.: Недра, 1988.

7. Энергетические ресурсы и нефтегазовая промышленность мира.

Лисичкин С. М. М.: Недра, 1974 г.

.ur