Тема 13 Способы эксплуатации газовых скважин

Требования к конструкции газовой скважины

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60—80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации; предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуатации; ремонт скважины; выполнение исследовательских работ; минимум затрат на строительство скважины, как законченного объекта в целом.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и ты. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти. Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину чем в нефтяных, для предотвращения взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых примесей и коррозийных агентов, содержащихся в газе; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых частиц и жидкости с забоя; 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

Определение диаметра по условию выноса с забоя на поверхность твердых частиц заданного размера d и плотности ρ.

, (13.1)

Здесь: (13.2)

где: ρ ₀ – плотность газа при стандартных условиях;

u_0p ≈ 2, 5 –4 м/сек - скорость витания частиц диаметром 0, 1мм и плотностью 2500кг/м³ (обычно принимается);

Q – дебит, приведённый к стандартным условиям (тыс. м³/сут);

Р – давление (0, 1 МПа); индекс “0” - стандартные условия и “c” - забойные условия.

Определение диаметра по условию выноса с забоя на поверхность жидких частиц диаметр определяется по формуле (13.1), но

(13.3)

Определение диаметра по условию обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины

, (13.4)

где: Р_у – устьевое давление.

Если диаметр, полученный по формуле (13.4), больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность (13.1), то принимается диаметр, определенный по последнему условию. Если же диаметр окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примеси па поверхность, то его можно также увеличить до размеров последнего. При этом потери давления по стволу скважины уменьшаются. Таким образом, если существует опасность разрушения пласта или подтягивания воды, необходим вынос на поверхность жидкости и продуктов разрушения пласта. Если же дебиты скважины ограничены другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до минимально возможного значения с технологической и технической точек зрения.

Во время разработки месторождения при уменьшении пластового давления диаметр НКТ увеличивают, колонны малого диаметра извлекают из скважины и заменяют колоннами большего диаметра. В завершающий период разработки при отсутствии поступления воды и твердых взвесей в скважину возможна эксплуатация скважин по металлической обсадной колонне.

При наличии одного продуктивного горизонта в скважину спускают одну колонну фонтанных труб. Если несколько продуктивных горизонтов решено эксплуатировать раздельно, но одной системой скважин, в последнюю спускают две или даже три колонны фонтанных труб, при этом они могут быть спущены концентрично или параллельно с применением разобщителей (пакеров).

Фонтанные трубы, изготавливаемые из высококачественной стали длиной 5-12 м с внутренним диаметром 33-152 мм, позволяют ускорить процессы освоения скважины после бурения и ее глушения перед работами по интенсификации добычи газа или ремонтными работами, осуществлять контроль за состоянием ствола скважины без спуска в них глубинных приборов. Глубину спуска таких труб в скважину определяют по продуктивной характеристике пласта (или пластов) и технологическим режимам эксплуатации скважины. Обычно их целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Эксплуатация газовых скважин в условиях обводнения и образования песчаной пробки.

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения).

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Например, при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5 % дебита скважины газа незасоренной скважины.

Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины. Наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины.

Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине.

При эксплуатации газовых скважин может быть осложнение — гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6 – 17 молекул воды, например: СН₄6Н₂О; С₂Н₈; 8Н₂О; С₃Н₈; 17Н₂О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления, быстро разлагающиеся на газ и воду.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств.

Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется, в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим не возможен, то применяются ингибиторы гидратообразования: метиловый спирт СН₃ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоль).

Методы увеличения производительности газовой скважины.

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

Методы интенсификации притока газа к забою скважины и ограничения на их применение.

• гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.;

• соляная обработка и её варианты;

• гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной обработкой.

Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2-5м) водоплавающие залежи.

Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку.

Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин:

- раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной;

- эжекция низконапорного газа высоконапорным;

- применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;

- подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды;

- усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозийных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибиторов в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т.д.

13.1 Особенности притока газа к забою скважины.

Скважина является одним из важнейших элементов системы разработки месторождений природных газов. Из скважин добывают газ и конденсат. Скважины являются каналами связи с пластом, через которые осуществляется регулирование процессов, происходящих при разработке месторождений. В результате исследований скважин, наблюдения за их показателями эксплуатации добывается информация о параметрах призабойной зоны, газоносного и водоносного пластов и о процессах, происходящих в залежах газа при их разработке.

Первая особенность, свойственная притоку газа к скважине, — нарушение линейного закона фильтрации, обусловленное высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта. Дебит нефтяной скважины в 100 м³/сут считается достаточно высоким. Для газовой скважины за высокий может быть принят дебит в 1 млн. м³/сут. Пусть пластовое давление составляет 15 МПа, а забойное — 10 МПа. Тогда дебит газа, приведенный к забойному давлению, будет 10 000 м³/сут, т. е. скорость фильтрации газа в рассматриваемом случае вблизи забоя скважины на два порядка выше скорости фильтрации нефти.

Нарушение линейного закона фильтрации приводит к двучленному уравнению притока газа к скважине. В случае идеального газа это уравнение для некоторого момента времени t записывается в виде

, (13.5)

где: Р_к(t) – пластовое давление в райне данной скважины на тот же момент времени;

Р_с(t) - забойное давление в скважине в момент времени t;

А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

q(t) - дебит скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре.

Под пластовым давлением в районе некоторой скважины будем понимать такое давление, которое установится на забое скважины в результате ее длительного простаивания. Поэтому под длительным простаиванием скважины понимается время, необходимое для выравнивания депрессионной воронки в районе рассматриваемой скважины (локальной депрессионной воронки).

Другая особенность притока газа к скважине - искривление линий тока. Это искривление происходит из-за несовершенства скважин по характеру вскрытия, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, - то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия находит свое отражение в повышенных значениях коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине (13.5).

Следующая особенность притока газа к скважине обусловлена фильтрацией газоконденсатной смеси (двухфазная фильтрация). При разработке газоконденсатных месторождений, даже с поддержанием пластового давления, забойное давление в каждой i-ой скважине Р_сi меньше давления начала конденсации Р_н.к. Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах пласта изменяет фильтрационные сопротивления А и B в уравнении (13.5). С двухфазной фильтрацией в призабойной зоне приходится сталкиваться при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой. Если не принимать специальных мер по удалению поступившей в скважину жидкости, то она может самозадавиться. Особенно ухудшаются условия эвакуации на поверхность притекающих к скважинам жидких флюидов в конечные годы разработки, когда дебиты по газу снижаются.

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, дебиты скважин приходится ограничивать, чтобы не допустить разрушения призабойной зоны пласта, выноса частиц породы и осложнения процесса эксплуатации скважины — образования песчаной пробки и эрозии оборудования. На особенности притока газа к скважине значительно влияет высота подвески насосно-компрессорных труб. Из опыта эксплуатации месторождений Краснодарского края считается целесообразным башмак НКИ устанавливать на уровне ниже перфорационных отверстий, что предотвращает образование на забое песчано-глинистых, жидкостных пробок.

Разработка месторождений природных газов сопровождается падением пластового и забойного давлений. Это приводит к деформации пласта. Лабораторные и промысловые исследования указывают на изменение (уменьшение) коэффициентов пористости и проницаемости пласта со снижением пластового давления. При этом существенно изменяется коэффициент проницаемости. Естественно, что вокруг скважин, дренирующих деформируемые коллекторы, помимо депрессионной воронки формируется «воронка пористости».

Деформационные изменения могут быть упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении давления (закрытие скважины, закачка в пласт, например, газа при превращении залежи в хранилище) скелет пласта достигает первоначальной структуры. Значит, коэффициенты проницаемости и пористости при восстановлении давления приближаются к своим первоначальным значениям. Во втором случае коллекторские свойства при восстановлении давления не достигают своих начальных значений. При пластических деформациях коллекторские свойства даже при возрастании пластового давления остаются на уровне, соответствующем достигнутым минимальным давлениям в разных точках пласта.

При изменении пластового, а следовательно, забойного давления свойства газа начинают сказываться, например, на величине прогнозируемого дебита скважины. При не учете отклонения реальных газов от закона Бойля - Мариотта и изменения их вязкости вследствие изменения давления погрешности прогнозирования дебитов колеблются в пределах от 10 до 16% для метана и от 23 до 28% для природного газа рассмотренного состава.

При проходке скважин фильтрат промывочного раствора проникает в призабойную зону пласта, продуктивные отложения глинизируются. Аналогичные осложнения наблюдаются при глушении добывающих скважин перед проведением капитального ремонта, работ, по интенсификации притока. Хотя в дальнейшем призабойная зона и очищается от шлама, глинистой корки и осушается, но какое-то время все это отражается на притоке газа к скважине, на ее дебите. С разрушением и выносом глинистой корки продуктивность скважин существенно возрастает. Разная степень глинизации продуктивных пропластков определяет разновременность приобщения их к эксплуатации, неравномерность дренирования продуктивных отложений по толщине. Эти факторы нельзя не учитывать при исследовании скважин, при проектировании, анализе и определении перспектив разработки месторождений природных газов.

К особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. Так, при расстоянии между скважинами 1500 м и на преодоление фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта радиусом 10 м приходится 52, 9% общих потерь давления, причем 18, 8% этих потерь приходятся на призабойную зону радиусом 0, 4 м.

С увеличением депрессии на пласт (характеризуемой ε ) потери давления вблизи скважины возрастают. Так, при тех же расстояниях между скважинами (1500 м), но при ε = 0 (что означает Р_с = 0) на призабойную зону пласта радиусом 10 м приходится 71, 9 % общих потерь давления против 52, 9% при ε = 0, 9.

Изменение расстояния между скважинами при неизменной депрессии не оказывает большого влияния на распределение потерь давления в пласте. Например, при увеличении расстояния между скважинами с 500 до 1500 м, т.е. в 3 раза, доля потерь давления от общих потерь, приходящаяся на призабойную зону радиусом 10 м, снижается с 60, 4 до 52, 9% (при ε = 0, 9). В условиях несовершенной скважины, нелинейного закона фильтрации и нестационарного притока газа к скважине соответствующая доля общих потерь давления, приходящаяся на призабойную зону пласта, возрастает.

Б.Б. Лапук показал, что процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления, за счет эффекта Джоуля-Томсона, снижается температура. Поэтому приток газа к скважине может сопровождаться образованием гидратов в призабойной зоне пласта, когда пластовая температура невысокая.

При эксплуатации газовых и нефтяных скважин имеют место отложения асфальто-смолистых веществ, парафина, солей как в фонтанных трубах, так и в призабойной зоне пласта, что снижает продуктивные характеристики скважин. Эксплуатация скважин, если не принимать специальных мер, может сопровождаться коррозией труб, внутрискважинного и другого оборудования. Для газовых скважин осложнения возникают при подтягивании конусов подошвенной воды. В случае дренирования нефтяной оторочки газовые и водяные конуса являются причиной снижения эффективности работы отдельных скважин и разработки месторождения в целом.

Эффективность притока газа или нефти к скважине зависит и от качества цементирования. Различные механические свойства продуктивных отложений по толщине определяют профиль, в частности, забоя скважины. Это означает, что толщина цементного кольца с глубиной изменяется. Следовательно, в результате перфорации получается разная сообщаемость скважины с продуктивными пропластками. Аналогичное явление наблюдается и при неконцентричном расположении эксплуатационной колонны в стволе скважины. Некачественное цементирование может привести к образованию грифонов, к неконтролируемым утечкам газа в выше- или нижезалегающие горизонты.

Конструкция забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, следовательно, и необходимое число скважин для разработки месторождения. Особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации притока газа к скважинам, воздействующих именно на призабойную зону пласта.

Чем больше дебиты скважин, тем благоприятнее экономические показатели разработки месторождений природных газов. Скважины - дорогостоящие сооружения. Этим объясняется необходимость и целесообразность сооружения в высокопродуктивных отложениях месторождений высокодебитных добывающих скважин, т.е. с увеличенными диаметрами и дебитами. Заметим, что сам по себе диаметр скважины мало влияет на дебит. Однако от диаметра эксплуатационной колонны зависит диаметр, а значит и пропускная способность НКТ (скважины).

13.2 Методика обработки результатов стационарного и нестационарного исследования газовой скважины. Фильтрационные сопротивления. Понятие о средней газовой скважины.

Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.

Под продуктивной характеристикой скважины понимается совокупность следующих сведений:

1. Зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующая условия притока газа к забою скважины.

2. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и уравнение притока газа, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта и прогноза изменения дебита и давления во времени.

3. Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на пласт.

4. Зависимость дебита и устьевой температуры от давления на устье скважины.

5. Рабочие и максимально допустимые дебиты скважин, получаемые из анализа условий разрушения призабойной зоны скважины, скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и т.д.

6. Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины

7. Условия выноса жидкости (воды и конденсата), твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт.

8. Зависимость изменения во времени дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащая для определения периода стабилизации и параметров пласта.

9. Зависимость изменения во времени температуры и давления на забое и на устье после закрытия скважины, используемая для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта.

10. Проницаемость (проводимость) призабойной и дренажной зон скважины.

11. Емкость дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность).

12. Неоднородность пласта (наличие зон резко ухудшенной проводимости пласта).

Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации.

К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).

Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемоес методом установившихся отборов, базируется па связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах и позволяет определить следующее:

• зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;

• изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин;

• оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничений;

• уравнение притока газа к забою скважины;

· коэффициенты фильтрационного сопротивления, применяемые для определения продуктивной характеристики скважины и призабойной зоны пласта, расчета технологического режима и оценки эффективности методов интенсификации притока газа;

• абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины;

• условия разрушения призабойной зоны, скопления примесей на забое и их выноса из скважины; количество выносимых твердых частиц и жидкости (воды и конденсата) в зависимости от депрессии на пласт;

• технологический режим работы скважин с учетом различных факторов;

• изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита;

• коэффициент гидравлического сопротивления труб;

• эффективность таких рсмонтно-профилактических работ, как интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, замена фонтанных труб и др.

Методика проведения испытаний газовых скважин

1. Составляют подробную программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование (диафрагменный измеритель, породоуловитель, манометры), монтируют их на скважине. Породоуловитель используется для определения количества твердых примесей.

2. Для очистки забоя от жидкости и твердых частиц скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве теми же приборами, что и при испытании. При этом надо учитывать возможный вынос из пласта значительного количества твердых частиц при высоких дебитах, что может явиться причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды – прорыва водяного конуса или языка в скважину.

3. Перед началом исследований методом установившихся отборов давление на устье скважины должно быть статическим Р_ст. Исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход).

Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется по времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта.

После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в фонтанных трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления давления до рст также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по КВД (кривой восстановления давления).

Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рис.13.1. Исследование скважин проводится не менее чем на 5-6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индикаторной линии при стационарных режимах фильтрации показан на рис.13.2.

Рис.13.1 Изменение давления прри исследовании скважины на одном режиме

Рис.13.2 Изменение давления при исследовании скважин на стационарных режимах фильтрации 1-6 - прямой ход; 1_обр- м2_обр - обратный ход.

Уравнение притока газа к забою скважины характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы (рис.3.3, кр.1), называемой индикаторной кривой.

, (13.6)

где: Р_пл и Р_з - пластовое и забойное давления;

а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины;

Q - дебит газа в тыс.м³/сут (при атмосферном давлении и Т_ст).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

, (13.7)

, (13.8)

где: l - коэффициент макрошероховатости породы;

С₁ - С₄ - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока;

R_пр- приведённый радиус влияния скважины

Рис.13.3 Индикаторные диаграммы в координатах: 1 - ; 2 -

Зависимость от Q не линейна (рис.13.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Т.о. по результатам испытания для каждого режима вычисляют , полученные значения наносят на график (рис.13.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэффициенты а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов.

Влияние изменения свойств газа и пористой среды от давления на коэффициенты фильтрационных сопротивлений (форму индикаторной кривой)

⇐ Предыдущая 20 21 22 23 242526 27 28 29 Следующая ⇒