Гидродинамические исследования

МИНОБРНАУКИ  РОССИИ

Федеральное Государственное  бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Ухтинский  государственный технический университет»

Филиал Ухтинского государственного технического университета в г. Усинске

 

Центр дополнительного  профессионального образования

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная   работа

 

 

по  дисциплине ____Разработка газовых месторождений________________________________________

 

тема:  Определение параметров пласта по результатам исследования скважин на стационарных режимах фильтрации

 

слушателя по направлению____РЭНГМ______________________________________________________

 

номер зачетной книжки _____________

 

Ф.И.О.          _______________________                                             

 

   Домашний адрес:

                      

   телефон: 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2012  г.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ 3

1 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ  ИСПЫТАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 4

2 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ  ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН 7

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 11

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 12

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Основная задача исследования залежей и скважин — получение  информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин.

Гидродинамические исследования скважин — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация гидродинамических  исследований позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ гидродинамических исследований основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

 

 

1 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ  ИСПЫТАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

Исследование скважин  при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на 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 ремонтно-профилактических работ, как интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, замена фонтанных труб и др.

 

Сама методика состоит  из нескольких этапов:

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 р_ст также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по КВД (кривой восстановления давления). 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. Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости, твердых частиц, выносимых в процессе испытания на различных режимах, перед прибором устанавливается породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины. При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволяет определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции. При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Для сравнительно сухого газа и скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем. При наличии значительного количества влаги в продукции забойное давление по замерам на устье скважины в фонтанных трубах определяется приблизительно с использованием соответствующих коэффициентов сопротивления с учетом количества влаги в добываемом газе. Если скважина перед началом испытания работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до р_ст, затем измерить давление и температуру с целью определения пластового давления. При наличии возможности образования столба жидкости на забое необходимо пользоваться глубинным манометром. При испытании газоконденсатных скважин для определения количества конденсата на различных режимах желательно использовать двухступенчатую сепарацию газа. Такая работа выполняется при помощи передвижных установок, если исследуемая скважина не подключена к промысловому пункту подготовки газа.
4. Для контроля за качеством получаемых данных в процессе испытания проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой испытания повторяют.

2 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

 

При обработке результатов  исследований скважин на стационарных режимах фильтрации используется двухчленный  закон сопротивления описывающий характер притока газа.

Данный закон является общим и справедлив для жидкости и газа во всем диапазоне изменения  числа Рейнольдса, а в определённых областях изменения скорости фильтрации переходит в закон Дарси и квадратичный закон.

Само уравнение притока  газа при нелинейном двухчленном  законе фильтрации газа к скважине имеет вид

 

Р²пл - Р²заб = аQ + bQ²,

 

где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины, геометрических характеристик зоны дренирования, параметров продуктивного пласта и свойств газа. Фильтрационные коэффициенты а и b можно определить по формулам

 

а = ,

b == ,

 

m (Р, Т), Z (Р, Т) - коэффициенты вязкости и сверх сжимаемости газа, зависящие от давления и температуры газа, k - проницаемость пласта, l - коэффициент макрошероховатости пласта, С₁, С₂, С₃, С₄ - коэффициенты несовершенства по характеру и степени вскрытия, r - плотность газа, R_k, R_c - радиусы контура питания и скважины.

Таким образом, коэффициенты фильтрационного сопротивления  характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды (т.е. пласта) и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются на стадии проектирования и при дальнейшей разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

Для определения значений фильтрационных коэффициентов сопротивления  по результатам испытания скважин  используются графический и аналитический  методы, получившие широкое применение в практике исследования газовых и газоконденсатных скважин в РФ и других странах мира.

При использовании графического метода определения скважина должна исследоваться на 5 - 8 режимах фильтрации. Причём 2 -3 режима из 8 должны быть проведены  обратным ходом, т.е. переходом с  большего дебита на меньший. Это необходимо для проверки данных, полученных при относительно небольших дебитах на прямом ходу, когда возможно наличие столба жидкости на забое скважины и влияние загрязнения призабойной зоны на дебит скважины.

По результатам проведённого исследования определяют Рпл, Рзаб и Q. Рассчитываются значения DP² = Р²пл - Р²заб на различных режимах работы скважины. После этого строится зависимость между DP² и Q (рис. 2.1). Полученная индикаторная кривая проходит через начало координат. Обработка индикаторной кривой в координатах DP² /Q от Q позволяет определить из графика значения коэффициентов а и b. При этом коэффициент а определяется как отрезок, отсекающий на оси DP² /Q величину а = 0,07023, а коэффициент b, как тангенс угла наклона прямой к оси, равный b = 0,000160.

 

Рис. 2.1  Зависимость  DP² и DP² /Q   от  Q.

 

Численный метод определения  фильтрационных коэффициентов применяется  при значительном числе точек, когда  число режимов превышает 10. При  этом режимные точки, явно отличающиеся от общей закономерности DP² и Q из расчёта исключаются. Формулы для определения фильтрационных коэффициентов имею вид:

 

 

,

 

где ; N - число режимов. Суммы берутся по всем измеренным значениям и Q.

Такой численный метод  определения коэффициентов называется метод наименьших квадратов.

Если пластовое давление не известно, результаты исследования могут быть обработаны в координатах 

 

 

 

и определены (как графически, так и численно) коэффициенты a и b

где i = 1,2,3 …. m; n -порядковый номер режима; m - общее количество режимов. Коэффициент а определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на оси ординат, b как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

Если пластовое давление неизвестно, коэффициенты а и b можно определить численным методом по формулам

 

,

,

 

где N - число сочетаний, определенное по формуле По формулам и вычислять коэффициенты рекомендуется только при наличии большого числа точек (15-20), так как в противном случае точность полученных значений будет очень низкой.

Определив а и b описанными методами, можно вычислить пластовое давление по формуле:

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Таким образом, мы видим, что  важнейшие источники информации о газоносном пласте и скважинах  газового месторождения - газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации. Результаты этих исследований необходимы при определении запаса газа и конденсата, при проектировании и анализе разработки месторождений, составлении проектов обустройства, установления технологических режимов эксплуатации скважин, оценке их эффективности различных геолого-технических мероприятий проводимых на скважинах и т.д.

В настоящее время получают развитие так называемые комплексные  исследования газовых скважин, основанные на применении газогидродинамических и геофизических методов в сочетатании с лабораторными анализами кернов и продукции скважины (газа, конденсата и воды). Применение комплексных методов позволит получать более полные данные о пластах и скважинах.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1986 г.

2. Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макагон, К.С. Басниев. Добыча природного газа. - М.: Недра, 1976 г.

3. О.М. Ермилов, В.В. Ремизов,  А.И. Ширковский, Л.С. Чугунов. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996 г.

4. Г.А. Зотов, З.С. Алиев. Инструкция  по комплексному исследованию  газовых и газоконденсатных пластов  и скважин. - М.: Недра, 1980 г.

5. Ресурсы интернета