Газо-гидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации

     СОДЕРЖАНИЕ

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     В Е Д Е Н И  Е.

             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  1821году, 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  газо- и 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 - газо-гидродинамические  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 дебит- это дебит полностью открытой скважины, т.е. дебит, который бы давала скважина при противодавлении на устье, равном 0,1 МПа.

          Абсолютно свободный дебит- это 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. 
 
 
 
 
 
 

     1 Геологическая часть

     1.1 Геологическое строение  Южно-Алясовского  газового месторождения

         Приуральская нефтегазоносная область  расположена во Внешнем поясе  Западно-Сибирской низменности,  занимает западную окраину Тюменской  области. На этой территории  было открыто первое газовое  Березовское месторождение Западной Сибири в 1953 году, что послужило решающим толчком для быстрого освоения провинции. В 1963 году газ месторождения Березовского района стал поступать по газопроводу Игрим-Серов на промышленные предприятия Урала.

         В пределах Приуральской нефтегазоносной  области открыто 39 месторождений  нефти и газа, в расположении  которых наблюдается четкая зональность.  Газовые месторождения в Березовском  районе расположены в северной  части области приуроченные к Северо - Сосьвинскому своду.

          Газовые месторождения области  приурочены к локальным складкам, которые по природе являются  структурами облекания, иногда осложненными разрывными нарушениями. Залежи газа, из-за зонального характера развития коллекторов имеют кольцеобразную форму и относятся к литолого-стратиграфическому типу.

         Южно-Алясовское месторождение находится в 23 км от пос. Березово. Месторождение открыто в 1956 году, оно расположено в северной части Березовской зоны поднятия и представляет собой разобщенные антиклинальные складки севро-восточного простирания. Протяженность поднятия 6,5 км, ширина 3 км. Промышленно газоносен на месторождении пласт П, приуроченный к верхнеюрским отложениям, и пласт Н, расположенный в отложениях тотерив-баррема ( нижний мел).

         Продуктивный пласт П представлен песчаниками, алевролитами и известняками, их мощность меняется в пределах структур - на южном поднятии от 0 до 60м. Мощность пласта возрастает на крыльях структуры.

          На Южно-Алясовском месторождении пласт П залегает на глубине 1195-1349м, пластовое давление равно 12,4- 12,6 МПа, залежь пластовая ГВК= 1244м   t _пп = 50^о С, дебит = 1570 т/сут.

        Второй продуктивный горизонт  Н на Южно-Алясовском месторождении вскрыт на глубине 1096- 1166 м. Пласт сложен алевролитами и, в нижней части, алевролитами с прослоями плотных известняков. Общая мощность пласта Н 27-33м, залежь газа пластовая, пластовое давление равно 11,2 МПа,  ГВК проходил по отметке 1088м, начальная пластовая температура 44^о С, начальный дебит 63т/сут.

        Газ Южно-Алясовского газового  месторождения плотностью 0,566 - 0,6 г/ см³, почти полностью состоит из метана (91 - 97 %), сероводород отсутствует. Из неуглеводородных компонентов в газе содержатся углекислота (0,3 - 2,4%) и азот  (1,5 - 6%).

          
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2 Технико-технологическая  часть

     2.1 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: