5. Гди скважин и пластов

Проведение исследований методом установившихся отборов газа (на режимах стационарной фильтрации).

Двучленный закон фильтрации. Коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Газогидродинамические исследования — основной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

При обработке результатов исследований скважин на стационарных режимах фильтрации используется двучленный закон фильтрации 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 двучленном законе фильтрации газа к скважине имеет вид:

Р²пл – Р²заб = аQ + bQ² ,

В формуле а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Фильтрационные коэффициенты а и b можно определить по формулам:

а = ,

b = ,

Из формул видно, что а и b зависят:

1) от свойств пласта — проницаемости k, коэффициента макрошероховатости I, зависящего от k и от; толщины h, темпера­туры Т_пл;

2) от свойств газа—плотности ρ_ат; вязкости (Р,Т); коэффициента сверхсжимаемости Z(Р,Т);

3) от конструкции скважины—радиуса скважины R_с; коэффициентов, учитывающих сопротивления в зонах, которые зависят от степени (отношения вскрытой части пласта ко всей мощности) и характера (форма и число каналов в цементном кольце и стенках скважины) вскрытия пласта (C₁, С₂, и C₃, С₄) соответственно;

4) от геометрии притока к скважине — радиуса контура пита­ния R_к.

Принято считать, что коэффициент а обусловлен силами трения, а коэффициент b — инерционными силами.

Методика газогидродинамических исследований (МУО) сводится к из­мерению Q, р_пл и р_з.

Перед началом исследования методом установившихся отборов (МУО) давление на устье скважины должно быть восстановлено до статического значения. Далее, посредством установки калиброванных диафрагм на расходомере (ДИКТе) последовательно задают 5—8 различных дебитов скважин, вначале от меньшего дебита к большему (прямой ход), а затем от большего к меньшему (обратный ход). При каждом дебите ожидают стабилизации давления и температуры на устье скважины. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученные данные (кривая КСД) используется в дальнейшем для определения параметров пласта. Конечная точка режима для расчета индикаторной линии (ИЛ) выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (штуцере) перестает изменяться во времени. После этого расходомером измеряют дебит скважины. Забойное давление либо измеряют, либо рассчитывают. Измеряют Рзаб глубинным манометром, опущенным в фонтанные трубы на за­бой (в этом случае газ из скважины отбирают по затрубью—между фонтанной и обсадной колоннами). Рассчитывают Рзаб по изме­ренному на устье давлению в затрубье, а газ в это же время отби­рается по фонтанным трубам. Пересчет ведут по формуле. После проведения замеров давлений на забое, на устье (Рб, Рзатр, Рмк и Туст), дебита газа, количества жидкости и твердых частиц - скважину закрывают для восстановления статического давления. Процесс непрерывно регистрируется (запись КВД). Пластовое давление измеряют глубинными манометрами на забое скважины, либо пересчитывают по той же формуле по измерен­ному устьевому давлению также после стабилизации давления в скважине. В дальнейшем, путем соответствующей обработке данных КВД определяют параметры пласта .

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 дебит. Это необходимо для подтверждения результатов и данных, полученных при исследованиях прямого хода.

По результатам проведённого исследования определяют Рпл, Рзаб и Q. Рассчитываются значения ΔP² = Р²пл – Р²заб на различных режимах работы скважины. После этого строится зависимость между ΔP² и Q. Полученная индикаторная линия проходит через начало координат. Обработка индикаторной кривой в координатах ΔP² /Q от Q позволяет определить из графика значения коэффициентов а и b. При этом коэффициент а определяется как отрезок, отсекающий на оси величину ΔP²/Q (см. рис. а = 0,07023), а коэффициент b, как тангенс угла наклона прямой к оси (см. рис. b = 0,000160).

Численный метод определения фильтрационных коэффициентов применяется при значительном числе точек, когда число режимов превышает 10. При этом «режимные точки», явно отличающиеся от общей закономерности ΔP² и Q из расчёта исключаются.

Формулы для определения фильтрационных коэффициентов имею вид

а = ΔР²/QQ² - QΔР²

NQ² – (Q)²

b = NΔР² - QΔР²/Q

NQ² – (Q)²

Такой численный метод определения коэффициентов называется метод наименьших квадратов.

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

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

a = ,

b = ,

где N – общее число режимов.

По данным исследования, используя выше указанные формулы, рассчитывают проницаемость и пористость пласта, характеристи­ки призабойной зоны и т. д.

При газогидродинамических исследованиях МУО газ пропускают че­рез сепараторы, где от него отделяют твердые частицы и жид­кость. Наблюдая за накоплением их в сепараторах, устанавлива­ют, при каком дебите и какой депрессии начинается разрушение пласта и поступление воды в скважину. Эту депрессию называют максимально допустимой. Наблюдают также за тех­ническим состоянием оборудования, например за вибрацией.

Результаты проведения исследования оформляются официальным документом - актом, в котором отражены все измеренные и расчётные параметры работы скважины на режимах, а также состояние скважины перед проведением исследования, потери в добыче газа в период проведения исследования и тарировочные таблицы, применяемых измерителей физических величин.

По результатам газогидродинамических исследований МУО устанав­ливают технологические режимы эксплуатации скважин и назна­чают рабочие дебиты скважин.

Основным и обязательным условием метода установившихся отборов является полная стабилизация давления, температуры и дебита на режимах исследования. При исследовании высокопродуктивных пластов и скважин это условие выполняется достаточно быстро и стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до нескольких часов.

При исследовании низко продуктивных скважин время стабилизации параметров и набор КВД между режимами может достигать месяца и более. Для сокращения общего времени исследования таких скважин существует ряд модификаций метода при стационарных режимах фильтрации:

• Изохроный метод.

• Экспресс метод.

• Ускоренно - изохронный метод.

• Метод монотонно-ступенчатого изменения дебита.

Изохроный метод.

На каждом режиме скважина работает одно и тоже время (Треж = const), время работы скважины меньше времени стабилизации давлений, температуры и дебита. Между режимами производится набор Рст до полного восстановления. На одном из режимов скважина работает до полной стабилизации всех параметров. Если скважина перед исследованием работала длительное время со стабильным режимом, то можно использовать параметры данного рабочего режима в качестве опорного. Время исследования сокращается вдвое.

Ускоренно - изохронный метод.

Исследование проводится по той же технологии (Треж = const), но при переходе на режим скважину выдерживают не до полного восстановления Рст, а до некоторой величины Руслов. После каждого режима исследования восстановление давления должно быть доведено до величины Р услов (т.е. Руслов= const).

Экспресс – метод.

Сущность метода заключается в том, что время работы скважины на режимах постоянно и равно времени восстановления Рст (приблизительно 20-30 минут).

Метод монотонно ступенчатого увеличения дебита.

Этот метод исключает возможность остановки скважины между режимами. Перед исследованием скважина работает на одном режиме до полной стабилизации параметров. Если нет необходимости в наборе давления для определения Рст., то после достижения стабилизации параметров на первом режиме скважину останавливают на время Т_о, явно не достаточное для набора полного набора Рст (Рпл). В среднем Т_о = 4-10 часов. В момент То измеряют Рзаб и Тзаб. Затем скважину пускают в работу с Q₁ на время Тр = (0,08-0,2)Т_о. Последующие режимы проводят с дебитами Q₁ < Q₂ <Q₃ < Q₄ < Q₅ < Qn.

Перевод скважины на последующий режим работы осуществляется практически без остановки (2-3 минуты) за счет применения регулирующих штуцеров, спец. задвижек и т. д. Результаты исследований обрабатываются по специальной методике (Рпл = Рзаб во время Т_о)

Оборудование, применяемое при исследовании скважин на стационарных режимах фильтрации.

Оборудование, применяемое при исследовании скважин методом установившихся отборов можно разделить на два типа:

1. Глубинные приборы и комплексы, предназначенные для замера параметров работы скважины непосредственно на забое и по стволу скважины.

2. Устьевое исследовательское оборудование.

Перечислим наиболее часто применяемое устьевое оборудование и средства КИП и А:

• Шайбный измеритель расхода газа.

• Диафрагменный измеритель критического течения газа.

• Дифманометры - расходомеры (поплавковые, мембранные, сильфонные), (УСФ-100).

• Установки для исследований скважин «Надым-1», «Надым-2».

• Устройство «Режим ПНА-1».

• Низкотемпературные сепарационные установки (передвижные), наиболее часто применяемые при исследовании газаконденсатных и газонефтяных скважин (трапы).

• Средства КИПиА: образцовые манометры, ртутные термометры, датчики давления и температуры частотного и аналогового типа с регистрирующей аппаратурой, акустические датчики механических примесей и т. д.

Шайбный измеритель расхода газа.

Предназначен для измерения расхода газа (до 5 тыс. м3/сут). Данный прибор применяется для замера дебита газа в трубном и затрубном пространстве нефтяных скважин эксплуатируемых глубинно-насосным способом.

Представляет собой упрощенный ДИКТ и дифференциальный жидкостной U-образный манометр, подсоединяемый в корпусе ДИКТа на расстоянии 3-5 см от шайбы.

Суточный дебит газа рассчитывается по формуле:

Q = 0,172 d_ш²(h/ ρ_отн) ^0,5 (293/Т_г) ^0,5,

где

d_ш- диаметр шайбы, мм;

ρ_отн -относительный удельный вес газа;

h -перепад давления в мм;

Т_г –температура газа, К.

Диафрагменный измеритель критического течения газа (ДИКТ).

Виды: ДИКТ-100, ДИКТ-50.

Используются при исследовании скважин с выпуском газа в атмосферу. При измерении дебита с помощью ДИКТа должно быть обеспечено условие критического течения газа через диафрагму т.е. давление до диафрагмы должно быть в два и более раз выше, чем после нее.

Дебит газа определяется по формуле:

Q = С Р_д D_а/( р_готн Z Т_д ) ^0,5 ,

где

Q - дебит газа, тыс.м3/сут.;

С - коэффициент, определяемый по таблице и зависящий от диаметра диафрагмы;

Р_д - абсолютное давление перед диафрагмой, кгс/см²;

D_а - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа;

ρ_отн - относительная плотность газа по воздуху;

Т_д - абсолютная температура газа перед диафрагмой, К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости.

Дифманометры - расходомеры.

Расходомеры данного типа состоят из двух основных узлов:

• Устройство, в котором монтируется диафрагма, сопло, штуцер (калиброванное отверстие)

• Дифференциального манометра, с помощью которого измеряется перепад давления на диафрагме.

Дебит газа рассчитывается по формуле:

Q = 1700 a e k _tk₁ d_ш² (Р₁ h / ρ_отн Т z) ^0,5 ,

где

Q - дебит, м3/сут;

a - коэффициент расхода газа, определяемый в зависимости от отношения dш/D;

D - диаметр трубопровода;

e - поправочный коэффициент на расширение струи газа, определяемый по графикам в инструкции;

k_t – коэффициент, зависящий от материала и температуры;

k₁ – суммарная поправка на недостаточную остроту входной кромки диафрагмы и шероховатость трубопровода, определяется по табл. инструкции;

d_ш- диаметр диафрагмы;

Р₁- абсолютное давление перед диафрагмой, кгс/см2;

h - перепад давления до и после диафрагмы в мм рт. ст.;

ρ_отн -относительная плотность газа по воздуху;

Т - абсолютная температура газа перед диафрагмой, К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т.

Установки для исследования скважин «Надым-1» , «Надым-2».

Установки «Надым-1» ,«Надым-2» используются для проведения специальных газогидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов газа на газовых месторождениях и подземных хранилищ газа.

Установки «Надым-1» монтируются на факельной или задавочной линии скважины. На технологической линии (манифольде) перед шлейфом - «Надым-2».

Установки представляют собой устьевое малогабаритное устройство, состоящее из трех функциональных элементов:

• Сепаратора, очищающего продукцию от жидкости и механических примесей.

• Расходомера.

• Емкостей для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей.

Сепаратор состоит из первой ступени (грубой очистки) и второй ступени (тонкой очистки). Фильтра – набор фторопластовых фильтрующих цилиндров, надетых на каркас фильтропакета, прижатых обтекателем. Фторопластовые фильтр-пакеты (ФЭП 120-94-250/20) практически полностью задерживают жидкость и твердые частицы размером более 20 мкм (Δ Р<=0,05МПа) .

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 фильтропакета 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 фильтропакета, 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 Рст. Контейнеры демонтируются только после полного стравливания давления газа.

Сепарационные установки (передвижные) для проведения исследований на нефтяных и газовых скважинах.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы — гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как более инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

Сепараторы разделяют по принципу работы на:

• Гравитационные;

• Инерционные;

• Смешанные.

Гравитационные сепараторы бывают:

• Вертикальные;

• Горизонтальные;

• Сферические.

К инерционным относятся циклонные сепараторы и вихревые камеры.

Смешанные сепараторы бывают:

• Гравитационные с тангенциальным вводом;

• Жалюзийно-пленочные и др.

При большом содержании жидкости в продукции скважин широко применяют гравитационные вертикальные и горизонтальные сепараторы. Циклонные используют в качестве сепараторов первой ступени - каплеотделителей.

Гравитационные сепараторы имеют более высокие показатели по степени отделения жидкой и твердой фаз от газа, но являются металлоемкими. Циклонные - имеют невысокий коэффициент разделения, но небольшую металлоемкость.

Сепарационные установки НГС (трапы).

Для более полной очистки газа от жидкости применяют горизонтальные жалюзийно-пленочные сепараторы с вертикально расположенными жалюзи. Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили горизонтальные сепараторы, характеризующие повышенной пропускной способностью при одном и том же объеме аппарата, лучшим качеством сепарации, простотой обслуживания и осмотра по сравнению с вертикальными.

В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС. Сепараторы типа НГС предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующей ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени. Сепарационные установки широко применяются при исследованиях и обустройстве нефтяных и газонефтяных месторождений и предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации.

Выпускается нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000 ¸ 30000 т/сут.

В таблице 3. приведены основные технические данные сепарационных установок типа НГС.

Сепаратор типа НГС (рисунок 10) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рисунке не показаны) поступает в газосборную сеть. Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:

• автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;

• автоматическую защиту установки (прекращения подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

Таблица 3

Установка	Наибольшая пропускная способность по нефти, т/сут	Наибольшая пропускная способность по газу, тыс. м3/сут
НГС6-1400 НГС16-1400 НГС25-1400 НГС40-1400 НГС64-1400	2000	150 260 330 420 560
НГС6-1600 НГС16-1600 НГС25-1600 НГС40-1600 НГС64-1600	5000	340 590 750 960 1260
НГС6-2200 НГС16-2200 НГС25-2200 НГС40-2200 НГС64-2200	10000	600 1000 1300 1700 2200
НГС6-2600 НГС16-2600 НГС25-2600 НГС40-2600	20000	1000 1800 2300 3000
НГС6-3000 НГС16-3000 НГС25-3000 НГС40-3000	30000	1500 2700 3400 4400

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;

• сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

Рисунок 10 — Нефтегазовый сепаратор типа НГС

В шифре установок приняты обозначения: НГС - горизонтальный нефтегазовый сепаратор, первое число - рабочее давление, второе - диаметр сепаратора (в мм). Пример: НГС40-2200.

Сепарационная установка НГС состоит из горизонтальной емкости, оснащенной патрубками для входа продукции, для выхода нефти и газа. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство и наклонные желоба (дефлекторы). Возле патрубка, через который выходит газ, установлены горизонтальный и вертикальный сетчатые отбойники из вязанной проволоки. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Для отделения от нефти наряду с широко распространенными двухфазными сепараторами - трапами, применяют трехфазные гравитационные сепараторы для одновременного разделения газа, нефти и воды.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

На нефтяных месторождениях распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

Замер дебита конденсата.

Дебит конденсата при исследованиях скважин на газоконденсатность замеряют по тарированному объёму между двумя контрольными уровнями в сепараторе. Зная время заполнения, объём и коэффициент усадки, рассчитывают суточный дебит конденсата. Кроме этого, могут применятся для замера тарированные ёмкости, которые подключены в технологию через дополнительное сужающее устройство. Суточный дебит расчитывается по результатам замеров уровня специальным штоком непосредственно на ёмкости и увеличения объёма добытой жидкости по тарировочным таблицам.