Периодическое удаление жидкости можно осуществить

• оста­новкой скважины для поглощения жидкости пластом,

• продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы

• закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.

Особенности притока газа и газоконденсатной смеси к скважине

При эксплуатации месторождений природных газов или газоконденсатная смесь движется в пористых или трещинова­тых пластах, вертикальных (ствол скважины) и горизонталь­ных (промысловые газосборные сети) газопроводах, а также через узкие отверстия (перфорационные отверстия, штуцеры, диафрагмы и т. д.) в условиях критического или некритическо­го истечения.

Особенности движения газов и газоконденсатных смесей в вышеуказанных случаях (по сравнению с движением жидкостей) обусловлены в основном отличием их физических свойств, а также характером их изменения при различных давлениях и температурах.

Если скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления, то движение в пласте описывается зако­ном Дарси, согласно которому

(1)

где — скорость фильтрации; k — коэффициент проницаемости пласта; — коэффициент динамической вязкости движущегося флюида. При малых скоростях фильтрация жидкостей и газов удовлетворительно описывается линейным законом (1).

В реальных условиях при разработке нефтегазоносных пла­стов скорости фильтрации могут быть достаточно высокими, осо­бенно в призабойных зонах скважин. При движении газов эф­фект увеличения скорости фильтрации в призабойной зоне уси­ливается из-за расширения га­за, происходящего при значи­тельном снижении давления на забое скважины. При этом линейная зависимость между скоростью и перепадом давле­ния нарушается.

В настоящее время уста­новлено, что фильтрация газа, как правило, не подчиняется закону Дарси. Это вызвано потерями кинетической энергии, которые добавляются к потерям энергии на вязкое трение, происходящим при линейном законе сопротивления или другими причинами.

Рассмотрим приток газа по закону Дарси. Принимая газ идеальным и закон его расширения в пласте изотермическим, что, как было показано ранее, справедливо для всего пласта за исключением небольшой области вокруг скважины, соглас­но закону Бойля — Мариотта можно записать

P_атQ_ат=pQ , (2)

где Q_ат и p_ат— соответственно дебит и давление при атмос­ферных условиях и пластовой температуре; Q и р — дебит и давление в условиях пласта при той же температуре. Тогда из (1) и (2) получим:

Q= (3)

где S — поверхность фильтрации. При плоскорадиальном дви­жении газа к совершенной скважине, находящейся в центре пласта, S = 2rh, где г_с< г <R_к (рис.1).

Разделив переменные и проинтегрировав уравнение в преде­лах от r_c до R_K и от p_c до p_k, получим:

p_атQ_ат, (4)

откуда

Q_ат = , (5)

где p_K и p_C — давление на контуре и на забое соответственно; R_K — радиус контура дренажа; г_C — радиус скважины. Для определения дебита газовой скважины в стандартных условиях (р = 0,1 МПа и t = 20 °С) в формулу (5) следует вне­сти температурную поправку. Кроме этого, необходимо ввести коэффициенты, учитываю­щие несовершенство скважины по степени и характеру вскры­тия.

Тогда формула дебита газовой скважины примет следую­щий вид:

Q_ат= , (6)

ЛЕКЦИЯ 19

ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Для получения данных о геолого-физических па­раметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насы­щающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового обо­рудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Прямые данные получают в результате отбора образцов пород (керна) в про­цессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях.

Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, горных породах вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических и промысловых газо-гидродинамических и термодинамических исследований

Исследования газовых и газоконденсатных сква­жин позволяют определять:

1. геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей разрезу,

2. наличие и раз­меры экранов и непроницаемых включений

3. размеры и положение контакта газ — вода;

4. коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта;

5. прочностные ха­рактеристики пласта,

6. состав и физико-химические свойства газа и жидкостей;

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

8. гидродина­мические и термодинамические условия работы ствола скважины;

9. фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, сква­жине и наземном промысловом оборудовании;

10. начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.

Виды исследований

Все исследования газовых скважин делятся на первоначальные, текущие и специальные.

Первоначальные исследования проводятся в разведочных скважинах в процессе разведки месторож­дения и его опытно-промышленной эксплуатации для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных геолого-физических параметров пласта, прочностных характеристик пласта, состава и физических свойств пластовых жидкостей и газов, условий накопления и вы­носа жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность, гидродинамических термодинамических условий работы ствола скважины.

Все эти данные используются для установления условий отбора газа на забое скважины, технологического режима эксплуатации скважин, запасов сухого газа и стабильного конденсата в залежи и составления проектов опытно-промышленной эксплуатации; про­ектирования систем промышленной разработки и эксплуатации, методов добычи, переработкой использования конденсата.

Текущие исследования проводятся во всех добы­вающих скважинах, как правило, раз в год. При этом получают данные о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов газовых скважин, построения карт изобар (линий равного давления), определения текущих запасов газа и конденсата, контроля и регулирования системы разработки залежи.

Текущие исследования скважин проводятся при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин.

Специальные исследования проводятся в до­бывающих и наблюдательных скважинах в газо-и водонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.

При специальных исследованиях определяют:

• положение кон­такта газ — вода;

• эффективность мероприятий по увеличению дебитов добывающих и приемистости нагнетатель­ных скважин;

• гидродинамические связи различных пластов,

• направление и расходы межпластовых перетоков,

• работу интервалов в разрезе забоя скважин;

• интервалы возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и сепараторах.

ЛЕКЦИЯ 20. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА СТАЦИОНАРНЫХ (УСТАНОВИВШИХСЯ) РЕЖИМАХ

На рис. 1 изображена технологическая схема обвязки устья газовой скважины с приборами и оборудованием при текущих исследованиях. Исследование газовых скважин при установив­шихся режимах проводится в следующем порядке.

1. Перед исследованием скважину продувают в течение 15— 20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время состав­ляет 2—3 ч.

2. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калибро­ванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося со­стояния, при котором давление и температура газа перед диафраг­мой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследо­ваний и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку.

3. З. В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления уста­новившегося состояния, записывают давления и температуры, по­сле чего скважину останавливают.

4. Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда по­вторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отвер­стие

5. По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.

6. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

7. Строят графики зависимости /Q от Q.

8. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления а и в.

Если во время исследования появится песок или вода- исследование прекращают.

Замеры в системах газоснабжения могут производиться с помощью дифференциальных расходомеров расходомеров ДП – 410

Обработка индикаторной кривой

Р_ПЛ² – Р_З² = аQ + вQ² , (1)

где

Р_ПЛ² = Р_УСТ² · e^2S

Р_З² = Р_УСТ² · e^2S + Q²

вQ² – потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов, имеющих большие значения при высоких скоростях газа.

Делим обе части уравнения на Q и получаем:

(2)

Этот метод называется графоаналитическим.

а и в можно найти методом наименьших квадратов:

a= (3)

b= (4)

(5)

- вязкость газа, Пас при пластовых условиях

k - проницаемость,мкм²

R_K- радиус контура питания. В случае определенной сетки скважин можно принять радиус контура питания R_K половине радиуса дренирования, при условии если дебит скважин одинаков; Rс – радиус скважины

(6)

l - параметр макрошероховатости l=

- cтруктурный коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов определяется по корреляции Ширковского А.И.

(7)

уравнения 1 и 2 применимы для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия.

Для гидродинамичности несовершенных скважин, а также учитывая Z:

(8)

(9)

Несовершенство по степени вскрытия характеризуют коэффициенты С₁ и С₂

(10)

где , , (11)

несовершенство по характеру вскрытия характеризует С₂,С₄

(12)

где R_о – радиус перфорационных отверстий (для пулевой перфорации R_о = 2-3 см)

(13)

(14)

ЛЕКЦИЯ 21

ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА НЕСТАЦИОНАРНЫХ (НЕУСТАНОВИВШИХСЯ) РЕЖИМАХ

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время.

Например, при t = 0 закрываем задвижку на работавшей струне. Далее в фиксированные моменты по секундомеру (через 10, 30 или 60 с и более) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и на головке скважины.

При исследовании скважин скважинными манометрами и тер­мометрами после закрытия скважины получаем данные об измене­нии во времени давления и температуры на глубине остановки приборов.

Обработка кривых нарастания забойного давления

С целью получения исходных данных для обработки кривых на­растания и стабилизации давления скважину пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую измене­ния нарастания давления на головке и в затрубном простран­стве в зависимости от времени.

Забойное давление определяют по давлению на устье. Во всех слу­чаях, особенно для газоконденсатных скважин, предпочтительно снимать кривые стабилизации и нарастания давления на забое с помощью дифференциальных глубинных манометров.

Полученную кривую нарастания забойного давления обра­батывают по формуле

(1)

где

(2)

(3)

и — соответственно текущее и начальное забойные давле­ния (до остановки скважины), МПа; t— время восстановления давления,c; Q_c — дебит скважины до остановки,м³/с; р_ат— абсолютное атмосферное давление, Мпа;  — коэффициент пьезопроводности,м²/с; m—пористость, доли единицы; — коэф­фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле ста­ционарного притока в скважине. Приведенный радиус скважины (4)

где - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабой­ной зоны)

(5)

Здесь - проницаемость призабойной зоны радиусом R_o; С₁ и С₂-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.

Обработанная в координатах от кривая нарастания имеет вид, показанный на рис.1.

По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный .

По полученным значениям и находят следующие параметры пласта.

Параметр проводимости

(6)

При известных вязкости и эффективной толщине пласта значение проницаемости

(7)

При известном коэффициенте

(8)

При известном коэффициенте пьезопроводности 

(9)

Согласно формуле (4) коэффициент С характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия.

Если то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значе­ний коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

ЛЕКЦИЯ 22. ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Методы исследований газоконденсатных скважин

При исследовании газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозируют и контролируют изменения со­става и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе «пласт — скважина — сепаратор — магистральный газопровод».