Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Laboratornaya_rabota__3_po_ORNGM

.pdf
Скачиваний:
0
Добавлен:
16.02.2020
Размер:
411.67 Кб
Скачать

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 3

ИССЛЕДОВАНИЕ НА ПРИТОК ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Исследование скважин – один из основных источников получения достоверной информации, которая используется не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки.

Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют лабораторными методами (по кернам). При комплексном использовании все эти методы взаимно дополняют друг друга.

Исследование газовых пластов и скважин проводят в ходе разведки, опытной и промышленной эксплуатации для получения исходных данных, которые используются для:

-оценки запасов газа;

-проектирования разработки месторождений;

-обустройства промысла;

-установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий;

-оценки эффективности работ по интенсификации работы скважин;

-контроля за разработкой и эксплуатацией месторождения.

3.1. Цели и задачи лабораторной работы

Целью лабораторной работы является исследование газовой скважины на приток.

Задачи лабораторной работы:

1)изучение газогидродинамических методов исследования газовых скважин в условиях стационарной фильтрации (метода установившихся отборов);

2)обработка результатов исследования газовой скважины методом установившихся отборов;

3)определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В уравнения притока газа для скважины.

3.2. Порядок выполнения работы

Выполнение лабораторной работы осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, устанавливаемым преподавателем. Варианты заданий приведены в таблицах.

Индикаторную линию скважины в координатах (РПЛ2 – РЗАБ2)/QГ от QГ построить на миллиметровой бумаге.

Результаты расчетов проанализировать и сделать выводы.

1

3.3. Краткая теория

По данным исследований газовых пластов и скважин определяют

следующие параметры:

1)геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей по площади и разрезу, наличие и размеры экранов и непроницаемых включений, размеры и гипсометрическое положение контакта "газ — вода";

2)коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

3)прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности скважины;

4)состав и физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

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

6)гидродинамические и термодинамические условия работы ствола скважины; технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, многопластовость и неоднородность залежи, наличие агрессивных компонентов в добываемой продукции, конструкция применяемого оборудования скважин и наземных коммуникаций;

7)фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, скважине и наземном промысловом оборудовании;

8)начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.

Имеющиеся методы получения информации о пласте и скважине условно можно разделить на две группы:

1)прямые методы, изучающие непосредственно образцы породы и продукцию, получаемую из скважины;

2)косвенные методы, изучающие физические свойства пласта и получаемой продукции с помощью восстановления связи этих свойств с другими параметрами, измеряемыми различными методами – геофизическими, термометрическими, гидродинамическими (газогидродинамическими).

Комплексное использование этих методов позволяет качественно и надежно определить исходные параметры, необходимые при подсчете запасов, проектировании разработки залежи и установлении оптимального технологического режима работы газовых скважин.

Классификация газогидродинамических исследований определяется назначением этих исследований и зависит от поставленных задач. На разных этапах изученности газового месторождения (освоение, опытно-промышленная

эксплуатация и разработка залежи) требования, предъявляемые к

2

газогидродинамическим исследованиям, различны. В целом исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие и специальные.

1.Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Они являются базисными, проводятся в полном объеме и позволяют определить параметры пласта, его продуктивную характеристику, установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным давлением и устьевым давлением и температурой, режим работы скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта.

2.Текущие исследования проводятся в эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения. Основная задача текущих исследований – получение необходимой информации для анализа и контроля за разработкой. Объем этих исследований определяется конкретными условиями месторождения и сводится в основном к гидродинамическому исследованию скважин с целью проверки ранее принятых параметров и установления закономерности их изменения в процессе разработки. К текущим исследованиям также относятся комплексные исследования и исследования после проведения работ по интенсификации и капитальному ремонту скважин.

3.Специальные исследования проводятся для определения тех или иных параметров, обусловленных специфическими условиями конкретного месторождения. К числу специальных исследований относятся работы по контролю за положением контакта "газ-вода" в специально выбранных для этой цели скважинах, изучение степени коррозии скважинного оборудования, определение степени истощения отдельных пластов в процессе разработки и возможного перетока газа из одного горизонта в другой при их совместном вскрытии, изучение влияния значительного количества влаги и разрушения призабойной зоны на производительность скважины, проведение работ по интенсификации (дополнительная перфорация, СКО, укрепление призабойной зоны, установка цементных мостов и т.д.).

Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды (методы) газогидродинамических исследований, которые можно подразделить на две группы:

- исследования в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины (метод установившихся отборов);

- исследования в условиях нестационарной фильтрации газа (методы наблюдения за изменением (восстановлением) забойного давления в остановленной (закрытой) скважине после ее эксплуатации с постоянным расходом газа.

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам:

- с подключением скважины к промысловому газосборному пункту; - с выпуском газа в атмосферу.

3

Большинство исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. При этом предусматривается индивидуальное испытание каждой из этих скважин. Такая схема требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором (отрезок насоснокомпрессорной трубы длиной от 1,5 до 4 м), образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания.

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (для выпуска газа в атмосферу).

Исследования скважин на стационарных режимах фильтрации, часто называемые методом установившихся отборов, основаны на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах и позволяют определить следующее:

-зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;

-изменение забойного и устьевого давления и температур от дебита скважин;

-коэффициенты фильтрационного сопротивления;

-количество выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах;

-технологический режим работы скважин с учетом различных факторов;

-эффективность проведения ремонтно-профилактических работ, таких как интенсификация притока (СКО, ГРП), дополнительная перфорация, крепление призабойной зоны, замена фонтанных труб и др.

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита газа от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

Исследование проводится согласно заранее составленной программе работ и сводится к замеру дебитов и забойных давлений на нескольких режимах. Перед началом исследований давление на устье скважины должно быть статическим Рст.

На рисунке 3.1 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 (штуцер) с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и

4

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.

1 – диафрагменный измеритель (ДИКТ); 2 – породоулавливатель; 3 – 6 – манометры; 7 — термометр

Рисунок 3.1 – Схема расположения оборудования и приборов при проведении текущих исследований газовой скважины с помощью

диафрагменного измерителя критического течения газа

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

Такие операции повторяют четыре, шесть или девять 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 отверстия.

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

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

6.Строят графики зависимости пл2—Рзаб2) от Q.

Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей зависимость дебита скважины от разности квадратов пластового и забойного давлений QГ = f (РПЛ2 – РЗАБ2) — уравнение параболы (рисунок 3.2), называемой

индикаторной кривой.

Обработка данных исследования газовых скважин при установившихся режимах производится по уравнению притока газа из пласта в скважину:

Р

ПЛ

2 Р

ЗАБ

2 А Q

Г

В Q 2

,

(3.1)

 

 

 

Г

 

 

5

где А – коэффициент, характеризующий потери давления на трение при

фильтрации газа в пористой среде и имеющий размерность М Па 2 сут ;

м3

В – коэффициент, характеризующий инерционные потери давления и

 

М Па сут 2

имеющий размерность

 

 

;

м3

 

 

 

РПЛ и РЗАБ – соответственно пластовое и забойное давления, МПа; QГ – дебит газа, м3/сут.

Одна из главных задач исследований при стационарных режимах фильтрации — определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В.

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения этих коэффициентов используются при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Без знания величин коэффициентов а и b невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки и добывных возможностей месторождения в целом. Каждая скважина имеет свои коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Для определения коэффициентов А и В уравнение (3.1) приводят к уравнению прямой, поделив левую и правую части на дебит газа QГ.

ΔP2

P

2 P

2

A B QГ .

(3.2)

 

 

ПЛ

ЗАБ

 

 

 

 

 

 

QГ

 

QГ

 

 

 

По результатам испытания скважины для каждого режима вычисляют

значения ПЛ2– РЗАБ2)/QГ, строят график зависимости Р2/QГ от QГ (рисунок 3. 3) и через точки проводят прямую, называемую индикаторной прямой.

Рисунок 3.2 – Зависимость

Рисунок 3.3 – Зависимость

Р2/QГ от QГ

дебита газа QГ от перепада

2

2

 

давления РПЛ

- РЗАБ

 

 

 

6

Значение коэффициента А определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение В как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс, или как уклон построенной линии (3.3):

 

 

ΔP

2

 

ΔP

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q

 

 

 

Q

 

 

 

 

B tgβ

 

 

2

 

 

1

.

(3.3)

 

 

Q2

Q1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пример решения задачи.

Задача. Определить коэффициенты А и В уравнения притока газа для скважины, данные об исследовании которой на установившихся режимах представлены в таблице 3.1, и написать уравнение притока для данной газовой скважины. Пластовое давление в скважине РПЛ = 22 МПа.

Решение.

1) Рассчитываем разности квадратов пластового и забойного давлений для каждого режима работы скважины РПЛ2 – РЗАБ2 и заносим результаты в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Данные об исследовании газовой скважины методом установившихся отборов

 

 

 

Параметры

 

 

 

 

Режим работы скважины

 

п/п

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

2

3

4

 

1

 

Дебит скважины QГ, 106 м3/сут

2

 

1,85

1,2

0,55

 

2

 

Забойное давление РЗАБ, МПа

7,5

 

10,6

18

21

 

3

 

РПЛ2 - РЗАБ2, МПа2

 

 

 

 

427,75

 

371,64

160

43

 

4

 

ПЛ2 – РЗАБ2)/QГ, 10-6

М Па2 сут

 

 

213,875

 

200,886

133,333

78,182

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

м3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2) Рассчитываем отношение (РПЛ2 – РЗАБ2)/QГ для каждого режима и также

заносим результаты в таблицу 3.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3) По результатам исследований строим индикаторную линию скважины

в координатах (РПЛ2 – РЗАБ2)/QГ от QГ (рисунок 3.4).

 

 

 

 

 

 

 

4) Экстраполируя прямую до пересечения с осью ординат, получаем

 

 

 

 

А = 25 ∙ 10-6 М Па 2 сут .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

м3

 

 

 

 

 

 

 

5) Коэффициент В находим по формуле (3.3) для точек 1 и 2 (рисунок

3.4):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

B

187,5 10 6 95 10 6

 

92,5 10-6

92,5 10 12

М Па сут 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

 

 

 

 

 

1,75 106 0,75 106

 

1 106

 

 

м3

 

 

 

7

6) С учетом найденных коэффициентов А и В запишем уравнение притока газа в данную скважину:

РПЛ2 – РЗАБ2 = 25 ∙ 10 -6 ∙ QГ + 92,5∙ 10 -12 ∙ QГ2.

Рисунок 3.4 – Индикаторная линия газовой скважины в координатах

ПЛ2 – РЗАБ2)/QГ от QГ

Задача для самостоятельного решения

Задача 3.1. Определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В для газовой скважины и написать уравнение притока для данной скважины. Результаты исследования скважины на установившихся режимах (дебит QГ и забойное давление РЗАБ на каждом режиме), а также пластовое давление РПЛ в скважине приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Результаты исследования газовой скважины методом установившихся отборов

 

1 режим

2 режим

3 режим

4 режим

вари-

РПЛ,

QГ,

РЗАБ,

QГ,

РЗАБ,

QГ,

РЗАБ,

QГ,

РЗАБ,

анта

МПа

106

МПа

106

МПа

106

МПа

106

МПа

 

 

м3/сут.

 

м3/сут.

 

м3/сут.

 

м3/сут.

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

23

3,1

8,2

2,99

10,4

1,85

17,3

1,42

20

2

26

2,8

9,1

2,68

12,2

1,95

19,3

1,53

23

3

29

3,5

8,4

2,9

17,5

2,41

21,1

1,95

27

4

24

2,6

7,8

2,46

12,6

1,72

19,4

0,69

23

5

28

3,2

8,5

2,6

15,9

1,78

22,2

1,24

26

6

25

2,6

7,6

2,47

11,6

2,21

16,8

0,88

24

7

27

2,4

8,2

2,1

14,5

1,81

21,4

1,54

25

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

Продолжение таблицы 3.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

30

3,2

9,4

2,9

15,8

1,92

24,2

1,05

29

9

23

2,7

7,4

2,58

10,6

1,86

18,3

0,56

22

10

28

3,4

8,2

3,2

12,8

1,64

23,1

0,89

27

11

25

2,6

7,5

2,49

11,5

1,85

17,2

1,66

23

12

29

3,3

8,7

3,1

13,4

1,72

23,4

0,98

28

13

24

2,3

7,9

2,1

12,4

1,93

17,5

0,68

23

14

26

2,9

7,2

2,82

10,5

2,24

18,5

0,73

25

15

30

3,8

9,5

3,4

16,3

2,76

22,6

1,82

28

16

28

2,3

7,7

2,25

12,4

1,92

22,9

1,79

25

17

23

2,4

7,2

2,2

12,7

1,42

19,4

1,34

21

18

27

2,9

9,1

2,79

13,8

2,38

21,3

1,99

25

19

25

3,8

8,6

3,68

11,8

2,72

18,1

1,97

23

20

30

3,3

8,6

3,1

14,9

2,87

22,2

1,96

28

21

26

2,9

7,6

2,79

10,8

2,58

19,3

1,76

24

22

29

3,8

10,3

3,5

18,3

2,46

25,5

1,32

27

23

25

2,9

8,9

2,7

13,4

1,97

18,3

0,98

23

24

28

3,5

9,7

3,32

14,4

1,92

24,2

1,68

26

25

24

2,7

7,4

2,6

10,6

1,86

18,4

0,56

23

26

30

3,9

8,7

3,78

13,4

2,32

25,2

1,98

28

27

27

3,8

13,3

3,6

16,2

1,85

23,3

1,46

25

28

23

2,3

7,9

2,1

12,4

1,74

17,6

1,58

20

29

29

3,6

9,2

3,4

13,8

1,84

24,2

1,67

26

30

26

3,8

8,6

2,9

11,8

2,98

18,1

1,93

24

Перечень вопросов к самоподготовке

1.Какие параметры определяют с помощью исследований газовых пластов и скважин?

2.Чем отличаются прямые и косвенные методы получения информации о пласте и скважине?

3.На какие группы по назначению принято делить исследования газовых скважин?

4.Какие существуют виды газогидродинамических исследований скважин?

5.Какие схемы оборудования устья газовых скважин применяют для проведения газогидродинамических исследований?

6.В чем состоит сущность исследования скважин методом установившихся отборов и что этот метод позволяет определить?

7.Написать уравнение притока газа из пласта в скважину и пояснить все параметры в него входящие. Что характеризуют коэффициенты фильтрационных сопротивлений? Как используются знания их величин?

8.Как определяются коэффициенты фильтрационных сопротивлений? Показать на примере, используя формулы и графики.

9

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.