У чёт реальных свойств газа.

Стационарные исследования месторождений с низко-проницаемыми коллекторами проводятся с помощью нижеприведённых методов.

Изохронный метод:

;

;

; ;

; ;

, где ;

- коэффициент макрошероховатости.

Истинное значение коэффициента рассчитывается с помощью следующего уравнения: .

У скоренно-изохронный метод.

Время восстановления в изохронном методе намного превосходит время работы скважины. Поэтому уравнение записывается следующим образом .

32. Экспресс-метод.

Экспресс метод заключается в том, что .

Метод монотонно-ступенчатого изменения дебита, в котором время восстановления минимально и зависит от времени замены оборудования.

33. Исследование скважин на нестационарных режимах.

Исследование скважин на нестационарных режимах подразделяется на несколько видов:

1. Кривая восстановления давления.

2. Кривая стабилизации давлений и дебитов.

3. Кривая гидропрослушиваний.

Все эти методы основаны на решении уравнений неустановившейся фильтрации газа в пористой среде . Для решения такого уравнения требуется задать начальные и граничные условия. Имея реакцию пласта можно определить параметры дифференциального уравнения.

При этих исследованиях возникают трудности:

1. Требуется линеаризация нелинейного уравнения. Вместо пластового давления ставят среднее, которое находится из уравнения материального баланса.

2. При радиусе меньше фиктивного работает двухчленный закон фильтрации, а при радиусе больше фиктивного фильтрация идёт по закону Дарси. Чтобы это учесть используют метод последовательной смены стационарных состояний: .

Задаются допущением того, что и - постоянные. На основе этих допущений получаются следующие решения:

1. Уравнение притока газа к скважине из бесконечного пласта, при начальных условиях , при и , будет иметь вид: при , где .

2. Р абота скважины в бесконечном пласте с начальными условиями при , , при описывается уравнением , где , при этом вводится обозначение . Это уравнение описывает работу скважины, при условии, что время работы скважины более чем в двадцать раз превосходит время, которое отводится на восстановление давления в скважине, то есть .

3. Работа скважины в бесконечном пласте, при условии и описывается уравнением , где .

4. Работу скважины при условии, что , , можно описать уравнением , где ; ; .

Исследования с помощью кривой восстановления давления проводятся для двух случаев работы скважины: для случая, когда время работы скважины более, чем в двадцать раз превосходит время, которое отводится на восстановление давления, то есть ; для случая, когда время работы скважины меньше, чем время, которое отводится для восстановления давления, умноженного на двадцать, то есть .

Порядок снятия кривой восстановления давления:

1. Многоцикловая продувка.

2. Стабилизация дебита и давления.

3. Закрытие скважины и фиксация восстановления давления.

Примечания:

1. Если устьевая температура отличаются от забойной больше чем на 10-12 градусов или пластовая температура более 60 градусов, то обязательно надо измерять температуру.

2. Если в скважине есть вода или жидкие углеводороды, то обязательно надо использовать глубинные приборы.

М етод гидропрослушивания.

После того, как будет запущена эксплуатационная скважина, давление на наблюдательной скважине немного упадёт. Фиксируется время, за которое возмущение от эксплуатационной скважины дойдёт до наблюдательной, которое можно определить из уравнения: .

Метод стабилизации давления и дебитов.

В этом случае вместо параметра вводится параметр . В этом случае ведётся обработка в следующих координатах , при этом вводится обозначение . Уравнение кривой восстановления давления: .

Определение анизотропии пласта по данным исследования скважин.

П ористость определяется по керновым или по геофизическим исследованиям. Параметр анизотропии , где ; ; .

Влияние различных факторов на форму кривой восстановления давления.

То, что график на начальном участке располагается ниже, объясняется притоком газа в ствол скважины. Если , то, очевидно, что проницаемость во второй зоне хуже. Если , то во второй зоне наблюдается выклинивание пласта.

Скин-эффект , где - проницаемость удалённой зоны; - проницаемость призабойной зоны; - радиус призабойной зоны; - несовершенство по степени вскрытия. Если , то произошло засорение призабойной зоны.

34. Исследование скважин по определению газоконденсатной характеристики.

Определение газоконденсатной характеристики проводится на основе промысловых и лабораторных исследований.

Газоконденсатная характеристика включает в себя следующие исследования:

1. Определение компонентного состава и фазового состояния смеси при пластовых условиях.

2. Определение изотерм конденсации смеси при пластовой температуре.

3. Определение содержания конденсата в добываемом газе за весь период разработки месторождения (при снижении давления от начального до остаточного).

4. Определение физико-химических свойств газа и конденсата.

5. Определение фазового состояния при транспорте (скважина, газосборная сеть, УКПГ).

Промысловые газоконденсатные исследования являются основой все исследований.

Д ля того чтобы спроектировать месторождение нужно знать состав пластового флюида, количество получаемого газа и конденсата.

Промысловые исследования подразделяются на два вида:

1. Исследования с полным отбором всей продукции скважины.

2. Исследования с частичным отбором продукции.

35. Цель промысловых исследований – отбор представительных проб.

При исследованиях с полным отбором всей продукции скважины к последней предъявляются следующие требования:

1. Скорость на забое была больше или равна 4 метрам в секунду, то есть , тогда , , где - диаметр НКТ.

2. Разность между пластовым и забойным давлением не должна превышать 10-15 процентов от пластового давления, то есть .

3. Скважина должна работать без пульсации, то есть Газ должен идти без изменения давления. Пульсация возникает в результате неравномерности выхода конденсата.

4. Конструкция скважины не должна иметь пропусков в колонне НКТ или забойном оборудовании, так как это приводит к эффекту дросселирования, что, в свою очередь, приводит на изменение температуры.

5. Должно быть выдержано правильное положение скважины на структуре.

Для того чтобы проводить исследования на газоконденсатность требуется специальное оборудование.

Когда всё оборудование установлено, нужно провести продувку скважины в течение минимум 2 часов для стабилизации дебита.

Производительность сепаратора выбирается таким образом, чтобы 90 процентов его максимальной производительности было не меньше дебита газа. Наиболее оптимально, если сепаратор работает в пределах от до от своей максимальной производительности.

Когда скважину продули приступают к замеру и отбору проб, который ведётся с помощью вентилей отбора проб газа 1 и вентилей отбора проб конденсата 2.

В результате исследований получили значения давления и температуры сепарации, газоконденсатного фактора , дебитов газа и конденсатов , барометрического давления и другие. На этом промысловая часть считается завершённой.

Исследования при полном отборе можно также проводить с помощью установки Порто-тест, которая включает в себя следующие элементы:

1. Подогреватель, который служит для подогрева и создания определённых условий в сепараторе.

2. Сепаратор, производительность которого составляет до 1500000 кубометров в сутки.

3. Устройство для измерения количества газа.

4. Устройство для измерения количества конденсата.

Эта установка позволяет снимать устьевые изотермы. Так же эта установка легко транспортируется. Замеры в этой установке производятся специальными счётчиками иностранного производства.

Чтобы исследовать скважину на газоконденсатность требуются очень сложные работы по монтажу необходимого оборудования, поэтому иногда для промысловых исследований используется замер на УКПГ. Для этих исследований на УКПГ монтируется замерная линия.

3 6. Исследования скважин с частичным отбором продукции проводятся там, где монтаж оборудования для исследования скважин с полным отбором продукции невозможен вследствие размеров оборудования (диаметр сепаратора в среднем составляет , высота - ) или сложности транспортировки. Для таких исследований используются малогабаритные сепараторы и малогабаритные транспортабельные смесительные установки – МТСУ. Смесительное устройство позволяет делать гомогенную смесь. Оно может быть выполнено в виде дросселя, турбины, также разделение может быть выполнено изокинетическим способом. С помощью вентилей добиваются равенства скоростей в трубках малого диаметра.

В промышленности применяются два типов МТСУ: НТ-ПКП 8 и «Конденсат – 2». Чаще всего эти установки работают в паре.

- сепаратор для отбора твёрдой фазы.

- низкотемпературный сепаратор.

- замерное устройство для конденсата.

Масса всей установки около 40 килограмм.

Расход НТ-ПКП 8 достигает 35 . Скорость в сепараторе

Схема установки МТСУ:

37. Лабораторные исследования.

Лабораторные исследования бывают двух видов:

1. Физико-химические исследования.

2. Исследования фазовых превращений.

С промысла получают газ сепарации и нестабильный конденсат, также известен газоконденсатный фактор.

Первоначально нужно определит состав пластовой системы.

Для газа сепарации находится компонентный состав, относительная плотность, молекулярная масса.

Нестабильный конденсат стабилизируется.

Температура в бане достигает , а в ловушках - . Из нестабильного конденсата будет выходить газ дегазации, а стабильный конденсат будет оставаться в контейнере. Остатки конденсата в газе дегазации выпадают в ловушках, а газ дегазации попадает в газометр. В результате определяется состав газа дегазации и другие его свойства, состав, молекулярную массу и другие параметры стабильного конденсата.

Далее приступают к расчёту состава пластовой системы.

Рекомбинированная проба – газ сепарации, газ дегазации и стабильный конденсат в отношении, полученном при промысловых и лабораторных исследованиях.

Расчёт состава пластовой системы.

, .

- количество газа дегазации из контейнера, .

- количество стабильного конденсата из контейнера и ловушек, .

- объём контейнера, .

- количество молей газа дегазации на 1000 молей газа сепарации, .

- количество молей стабильного конденсата на 1000 молей газа сепарации, .

- пластовая система.

; .

Потенциальное содержание: .

Технологии исследования скважин второй группы.

Промысловые исследования (исследования на приток).

, , , .

;

- минимально допустимый дебит.

Дано: состав газа сепарации ; масса и плотность комплексных углеводородов, давление и температура сепарации.