Исследование скважин

     1. Исследование газовых скважин и пластов. Классификация методов исследования по виду и по назначению.

     Исследование  газовых пластов и скважин  проводят в ходе разведки, опытной  и промышленной эксплуатации для  получения исходных данных, которые  используются для оценки запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, для оценки эффективности работ по интенсификации работы скважин, а также для контроля за разработкой и эксплуатацией месторождения.

     Исследование  пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют лабораторными методами (по кернам). При комплексном использовании все эти методы взаимно дополняют друг друга.

     По  данным исследований газовых пластов  и скважин определяют следующие параметры:

     1) геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей по площади и разрезу, наличие и размеры экранов и непроницаемых включений, размеры и гипсометрическое положение контакта "газ — вода";

     2) коллекторские (фильтрационные и  емкостные) параметры пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжима-емость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

     3) прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности  скважины;

     4) состав и физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

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

     6) гидродинамические и термодинамические условия работы ствола скважины; технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, многопластовость и неоднородность залежи, наличие агрессивных компонентов в добываемой продукции, конструкция применяемого оборудования скважин и наземных коммуникаций;

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

     8) начальные и текущие запасы  газа и конденсата в залежи.

     Имеющиеся методы получения информации о пласте и скважине условно можно разделить  на две группы:

1. прямые методы, изучающие непосредственно образцы породы и продукцию, получаемую из скважины;
2. косвенные методы, изучающие физические свойства пласта и получаемой продукции с помощью восстановления связи этих свойств с другими параметрами, измеряемыми различными методами – геофизическими, термометрическими, гидродинамическими (газогидродинамическими).

     Комплексное использование этих методов позволяет  качественно и надежно определить исходные параметры, необходимые при  подсчете запасов, проектировании разработки залежи и установлении оптимального технологического режима работы газовых  скважин.

     Классификация газогидродинамических исследований определяется назначением этих исследований и зависит от поставленных задач. На разных этапах изученности газового месторождения (освоение, опытно-промышленная эксплуатация и разработка залежи) требования, предъявляемые к газогидродинамическим исследованиям, различны. В целом исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие и специальные.

     1. Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Они являются базисными, проводятся в полном объеме и позволяют определить параметры пласта, его продуктивную характеристику, установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным давлением и устьевым давлением и температурой, режим работы скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта.

     2. Текущие исследования проводятся в эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения. Основная задача текущих исследований – получение необходимой информации для анализа и контроля за разработкой. Объем этих исследований определяется конкретными условиями месторождения и сводится в основном к гидродинамическому исследованию скважин с целью проверки ранее принятых параметров и установления закономерности их изменения в процессе разработки. К текущим исследованиям также относятся комплексные исследования и исследования после проведения работ по интенсификации и капитальному ремонту скважин.

     3. Специальные исследования проводятся для определения тех или иных параметров, обусловленных специфическими условиями конкретного месторождения. К числу специальных исследований относятся работы по контролю за положением контакта газ-вода в специально выбранных для этой цели скважинах, изучение степени коррозии скважинного оборудования, определение степени истощения отдельных пластов в процессе разработки и возможного перетока газа  из одного горизонта в другой при их совместном вскрытии, изучение влияния значительного количества влаги и разрушения призабойной зоны на производительность скважины, проведение работ по интенсификации (дополнительная перфорация, СКО, укрепление призабойной зоны, установка цементных мостов и т.д.).

     Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды (методы) гидродинамических исследований, которые можно подразделить на две группы:

     - исследования в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины (метод установившихся отборов);

     - исследования в условиях нестационарной фильтрации газа (методы наблюдения за изменением (восстановлением) забойного давления в остановленной (закрытой) скважине после ее эксплуатации с постоянным расходом газа).

     Оборудование  устья скважины для проведения газогидродинамических  исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам:

     - с подключением скважины к  промысловому газосборному пункту;

     - с выпуском газа в атмосферу.

     Большинство исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. При этом предусматривается индивидуальное испытание каждой из этих скважин. Такая схема требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором (отрезок насосно-компрессорной трубы длиной от 1,5 до 4 м), образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания.

     Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед исследованием  оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (для выпуска газа в атмосферу). 

     2. Приборы и оборудование, применяемые при исследовании скважин.

     В процессе газогидродинамических исследований возникает необходимость измерения дебита, а также давления и температуры на различных глубинах.

     Для точного определения абсолютных значений давлений и температур в  простаивающей и работающей скважине применяют глубинные приборы, которые  могут устанавливаться в любой  точке скважины. Глубинные приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке, кабеле или же с колонной труб, специальным инструментом.

     В зависимости от способа регистрации  показаний эти приборы подразделяются на автономные – показания регистрируются в самом глубинном приборе; дистанционные – показания передаются на дневную поверхность и регистрируются вторичными приборами.

     Давление  на устье скважины и в узле измерения  дебита (ДИКТе) измеряют пружинными показывающими манометрами типа МО и НТИ.

     Пластовые и забойные давления, а также давления на любых глубинах в стволе скважины между устьем и забоем измеряются и регистрируются глубинными манометрами.

     В процессе проведения газогидродинамических  исследований измерение температуры  проводится на устье и по стволу скважины.

     На  устье скважины используются термометры расширения жидкостные (ртутные и спиртовые), устанавливаемые в специальные карманы, предусмотренные в фонтанной арматуре и в обвязке узла измерения дебита. Цена деления применяемого термометра не должна превышать 0,5 ⁰С.

     Температура газа в стволе скважины измеряется глубинными термометрами с местной или дистанционной регистрацией показаний. По принципу действия их можно разделить на следующие группы:

     - динамометрические термометры, в которых для измерения температуры используется тепловое расширение тел;

     - манометрические термометры, использующие зависимость изменения давления от температуры вещества, находящегося в сосуде постоянного объема;

     - манометрические термометры, заполненные жидкостью с насыщенными парами;

     - термометры сопротивления, в которых меняется сопротивление чувствительного элемента в зависимости от температуры;

     - частотные емкостные термометры, в которых с изменением температуры меняется частота колебательного контура.

     Для определения расхода (дебита) природного газа в промысловой практике используются расходомеры переменного перепада давления. Принцип действия данных устройств основывается на измерении перепада давления, создаваемого вследствие протекания жидкого или газообразного вещества через сужающее устройство, установленное в трубе. Течение газа или жидкости через сужающее устройство ведет к переходу части потенциальной энергии давления в кинетическую, при этом средняя скорость движущегося потока в месте сужения значительно повышается. В этой связи статическое давление после сужающего устройства становится меньше, чем перед ним. Получаемая при этом разность давлений зависит от расхода и служит мерой расхода.

     Расходомеры состоят из двух основных узлов: устройства, в котором монтируется диафрагма, сопло, штуцер и др. и дифференциального манометра, с помощью которого измеряются (показываются, записываются, передаются) перепады давления на диафрагме (сопло и др.) и давления перед сужающим устройством.

     Поскольку большинство параметров, необходимых для расчета расхода, берется из показаний дифференциального манометра, весь узел расходомера часто называют "дифманометром". В газовой промышленности наибольшее распространение нашли поплавковые, мембранные и сильфонные дифманометры.

     Диафрагма имеет вид тонкого металлического диска с круглым отверстием с острой кромкой со стороны входа потока, а с другой стороны фаску, выполненную под углом 30-45⁰.

     Дебит газа при применении дифманометров-расходомеров рассчитывается по формуле:

       ,                                                              (1)

где   Q – дебит газа, м³/сут;

     α – коэффициент расхода, определяемый в зависимости от отношения d/D;

     d – диаметр диафрагмы, мм;  D – диаметр трубопровода, мм;

     ε – поправочный коэффициент на расширение струи газа;

     k_t – поправочный коэффициент на тепловое расширение материала диафрагмы (при приближенных расчетах допускается k_t = 1);

     k₁ – поправочный коэффициент на недостаточную остроту входной кромки диафрагмы и шероховатость трубопровода (определяется по таблице);