Газовые скважины

4. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.

1. Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.

2. 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 изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку (см. Рис. 4.1).

3. В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.

Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.

4. По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.

5. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

7.      Строят графики зависимости (Рпл2 – Рс2)/Q от Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

Рис. 4.1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения:

1 – диафрагменный измеритель;

2 – породоуловитель;

3 –6 – манометры.

5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

5.1. Определение давлений и расхода газа

Обработка результатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г/см3), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа

.                                                    (5.1)

– давление на забое;

– давление неподвижного столба на устье.

,                                              (5.2)

– относительная плотность газа;

– глубина скважины до расчетного уровня, м;

– среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;

– средняя по скважине абсолютная температура газа, К.

Если по той или иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а его давление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать по формуле

,                                         (5.3)

и –абсолютные давления на забое и на устье, Мпа;

– расход газа, м3/с;

.                                (5.4)

- определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения =0,014 – 0,025;

              - определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;

– внутренний диаметр фонтанных труб, м.

При движении газа по кольцевому пространству в формуле (5.3 ) следует использовать эквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площади кольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:

,                                       (5.5)

– внутренний диаметр внешней трубы;

– наружний диаметр внутренний трубы;

– площадь сечения трубы.

При движении газа по кольцевому сечению несколько изменяется и . Учитывают это обстоятельство обычно умножением на поправку .

Из скважины обычно выходит газ с капельной жидкостью. В этом случае имеет значения меньшие, чем те, которые определяются для сухого газа и составляют 0,018 – 0,014.

После того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического истечения ( ДИКТа ) (см.. рис. 5.1 ), измерителя некритического истечения и трубки Пито.

Измеритель критического истечения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.

Рис. 5.1. Диафрагменный измеритель критического истечения (ДИКТ)

Расход газа определяется по формуле

.                                                        (5.6)

– давление до диафрагмы, Мпа;

– коэффициент расхода зависящий от диаметра и формы диафрагмы (табл. 5.1);

– относительная плотность газа;

– абсолютная температура газа до диафрагмы;

– коэффициент сжимаемости газа.

                                                                            Таблица 5.1

                         Коэффициент расходов С для ДИКТа

Если газ, добываемый из исследуемой скважины, поступает в газопроводную систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем некритического истечения (метод сужения).

Перепад давления на диафрагме в основном определяют поплавковыми дифманометрами ДМ – 3573,ДМ – 3574 и ДМ и др.

Трубка Пито представляет собой простой, но достаточно точный прибор, используемый для измерения скоростного напора струи газа в заданной точке потока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных или неконтролируемых потоков газа.

Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.

5.2. 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, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизо­тропии пласта;

-  от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

-  от термобарических параметров пористой среды и газа;

-  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 (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров [4].

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. Поэтому определение коэффициентов А и В является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. 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 осредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.

Приток газа к скважине описывается двучленным уравнением вида

,                                              (5.7)

А и В – коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.

Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде

.                                           (5.8)

По данным исследования строится график  (рис. 5.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В – есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

Рис. 5.2. Зависимость от

6. РАСЧЁТ КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОВЕДEННЫХ НА ЯМБУРГСКОМ ГКМ

Коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В будем определять аналитически, по методу наименьших квадратов:

,                                     (6.1)

,                                        (6.2)

,                   (6.3)

и – коэффициенты фильтрационного сопротивления;

– коэффициент парной корреляции;

- число режимов.

              Результаты исследований скважин Ямбургского месторождения приведены в приложении 2 и 3. В приложении 1 приводится распечатка программы,  написанной на языке программирования Паскаль, для нахождения коэффициентов А и В по методу наименьших квадратов. Полученные результаты   приводятся в таблице 6.1.

                                                                                         Таблица 6.1