Метод исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, интерпретация результатов исследования

     Расходомером  в комплекте "Надым-1" является ДИКТ, а в установке "Надым-2" - диафрагменное сужающее устройство УСБ-100-16. Контейнеры - цилиндрические емкости диаметром 219 мм соединяемые быстроразъемным соединением с корпусом.

     Установки "Надым-1", "Надым-2" монтируются согласно инструкции по эксплуатации следующим образом:

     на  конце факельной линии скважины устанавливают первую секцию сепарации  в сборе;

     устанавливают корпус второго блока сепарации, затягивают полухомуты быстросхватного  соединения;

     собирают  каркас фильтр-пакета с фильтрами  и завихрителем, вставляют в корпус;

     на  выходе второго блока сепарации  устанавливают ДИКТ, затягивают полухомуты быстросхватного соединения;

     присоединяют  контейнеры к первому и второму  блоку сепарации;

     устанавливают контрольно-измерительные приборы, подключают дистанционные датчики.

     После окончания исследования разборку установки  производят в обратном порядке.

     На  каждом режиме проводимого исследования производится отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры (ёмкости). Пробы направляются в химико-аналитическую лабораторию для проведения гранулометрического и гидрогеохимического анализа. После каждого режима производится визуальный осмотр фильтр-пакета, повреждённые фильтра заменяются новыми.

     К работе с коллекторами "Надым-1", "Надым-2" допускаются лица, прошедшие спец. инструктаж и сдавшие экзамен по "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

     Установки "Надым-1", "Надым-2" должны подвергаться гидравлическому испытанию (дизельным топливом) каждые 200 часов непрерывной работы. При сборке на скважине установки "Надым-1", "Надым-2" проверяются опрессовкой давлением Р_ст. Контейнеры демонтируются только после полного стравливания давления газа.

 

2. Расчет забойного и пластового давления по замеру устьевых давлений

 

     Для определения забойного давления в остановленной и работающей скважине существует две возможности:

     Непосредственное  измерение давления на забое с  помощью глубинных приборов.

     Измерение на устье скважины статического и  динамического давлений с последующим  пересчетом этих величин на середину интервала перфорации.

     Для измерения пластового и забойного  давлений применяются глубинные  манометры.

     Для определения Рпл. и Рзаб. расчетным путем по данным устьевых замеров, произведенных с помощью образцовых манометров (МО) или датчиков давления, используют барометрическую формулу. При этом исходят из условия равновесия неподвижного столба газа в стволе скважины и избыточного давления на устье с пластовым давлением.

     Давление  на забое остановленной скважины глубиной L определяется: 

     РL= Pст е^s, (2.1) 

     где показатель степени S = 0,03415 pL / ZсрТср;

     Тср - средняя температура по стволу скважины;

     Zср - средняя величина коэффициента сверхсжимаемости газа по стволу скважины.

     В качестве расчетной глубины L скважины принимается глубина до середины интервала перфорации. Для определения Z используются значения псевдокритических и приведенных параметров природного газа. По кривым их зависимостей определяют Z графическим путем.

     Если  скважина не оборудована пакером  и работает по фонтанным трубам (НКТ), то забойное давление определяется по затрубному устьевому давлению с помощью барометрической формулы. Во всех других применяются методы расчета забойного давления по динамическому столбу газа, учитывающие конструкцию НКТ, наличие жидкости в продукции скважины, изменение температуры газа по стволу скважины.

3. Двухчленный закон фильтрации. Коэффициенты фильтрационного сопротивления

 

     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, (3.2) 

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

     а = , (3.3)

     b == , (3.4) 

     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.3.1). 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. 3.1  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: 

      (3.5)

      , (3.6) 

     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 

, (3.7)

      , (3.8) 

     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 в п.3 методами, можно вычислить пластовое давление по формуле: 

      (3.9)

4. Интерпретация результатов исследования

 

     Результаты  проведения исследования оформляются  официальным документом - актом, в котором отражены все измеренные и расчётные параметры работы скважины на режимах. Состояние скважины перед проведением исследования. Потери в добыче газа в период проведения исследования. Тарировочные таблицы применяемых измерителей физических величин. А также строятся индикаторные кривые.

     АКТ о специальном исследовании скважины N 1032 от 90400 м. Медвежье

     1. ПОКАЗАНИЯ ПРИБОРОВ. IНАИМЕНОВАНИЕI БУФЕР IЗАТРУБ. I ШЛЕЙФ I ДИКТ

     Lскв = 1154 м IДАТЧИК N I 1306 1307 1288 988

     Dвн = 168.0 мм IМЕСТО НУЛЯ I 3070 5964 6009 5995

     РАБОЧИЙ РЕЖИМ: Pбуф = 3574.0дел, Pзатр= 0.0дел, Pшл = 6957.0дел

     СТАТИКА: Pбуф = 3622.0дел, Pзатр= 0.0дел, Tшл = 17.4 гр. С

     ДИАМЕТРI ДАВЛЕНИЕ, дел. IТЕМПЕР. I ВРЕМЯ I ОБЬЕМ I КОЛИЧ.

     ШАЙБЫ, I-----I ГАЗА I РЕЖИМАI ВОДЫ I МЕХПР.

     ММ I БУФЕР I ЗАТРУБ. I ДИКТ I град. СI мин I см3 I см3

     28.50 3590 0.00 6967 12.00 40.00 400.00 0.00

     31.70 3582 0.00 6918 12.80 40.00 3000 0.00

     34.90 3572 0.00 6858 12.50 40.00 4000 0.00

     38.00 3564 0.00 6804 12.60 40.00 5200 0.00

     41.00 3557 0.00 6751 12.30 40.00 7000 0.00

     31.70 3582 0.00 6919 12.90 30.00 2800 0.00

     34.90 3571 0.00 6858 12.80 30.00 4000 0.00

     2. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА. Qр= 432 тыс. м3/сут

     РАБОЧИЙ РЕЖИМ: Pбуф= 29.13 АТА,Pзатр= 0.00 АТА, Pшл= 27.60 АТА

     СТАТИКА: Pбуф= 32.03 АТА,Pзатр= 0.00 АТА, Pпл= 34.64 АТА

     ДИАМЕТРI ДАВЛЕНИЕ, АТА IРАСХОД IВОДНЫЙ IУД. СОД. I &Q,

     ШАЙБЫ, I-------------------------------Iтыс. м3 IФАКТОР I МЕХПР. I

     ММ I БУФЕР I ЗАБОЙ I ДИКТ I /сут Icм3/м3 I мг/м3 I%

     28.50 30.08 32.82 27.63 335 0.04 0.0 - 0.6

     31.70 29.60 32.41 26.19 391 0.28 0.0 - 1.5

     34.90 29.01 31.89 24.43 440 0.33 0.0 0.8

     38.00 28.53 31.50 22.85 487 0.38 0.0 - 0.2

     41.00 28.12 31.18 21.30 530 0.48 0.0 - 1.7

     31.70 29.60 32.41 26.22 391 0.34 0.0 - 1.6

     34.90 28.95 31.82 24.43 440 0.44 0.0 2.1

     Потери  газа при исследовании: 92.6 тыс. м3

     A= 0.244400АТА2*сут/тыс. м3 B= 0.000547АТА2*сут2/ (тыс. м3) 2

     a= 0.245221АТА2*сут/тыс. м3 b= 0.000371АТА2*сут2/ (тыс. м3) 2

     Расчетные параметры *

     ДиаметрI Pзаб IPпл-PзабI Pбуф-PдIРст-PбуфI Расход I Скорость