книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

Все виды исследований газовых скважин подразделяются на первоначальные, текущие и специальные.

П е р в о н а ч а л ь н ы м исследованиям подвергают разведочные скважины в процессе разведки месторождения и его опытно-про­ мышленной эксплуатации. Целью этих исследований является наиболее полное использование прямых и косвенных методов для определения геометрических размеров залежей, коллекторских, 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 и с забоя на поверхность, гидродинамические и термодинамические условия работы ствола скважины.

Все эти данные используются для установления условий от­ бора газа из скважин, технического режима эксплуатации сква­ жин, запасов сухого газа и стабильного конденсата в залежи, для составления проектов опытно-промышленной эксплуатации, систем разработки и эксплуатации, направлений переработки и исполь­ зования конденсата.

Т е к у щ и м исследованиям подвергают все эксплуатационные скважины, как правило, один раз в год. Целью исследований яв­ ляется получение данных о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используют для подтвер­ ждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению производитель­ ности газовых скважин, построения карт изобар (линий равного давления), определения текущих запасов газа и конденсата, кон­ троля и регулирования системы разработки залежи.

Текущие исследования скважин проводят при установившихся и неустановившнхся режимах работы скважин. Они позволяют определять: условно-статические пластовые давления; зависимость дебита газа от разности квадратов давлений; коэффициенты филь­ трационного сопротивления А и В; приведенный радиус скважины; радиус полусферической каверны у перфорационного канала; просветность забоя; работающий интервал пласта на забое сква­ жины; запасы газа в удельном объеме дренажа скважины; коэф­ фициент качества вскрытия пласта; коэффициент гидравлического сопротивления колонны фонтанных труб; коэффициенты тепло­ передачи горных пород разреза скважины.

ление положения контакта газ — вода с помощью геофизических методов в наблюдательных скважинах; установление эффектив­ ности мероприятий по увеличению производительности эксплуата­ ционных и приемистости нагнетательных скважин; исследование

30

сообщаемости различных пластов, установление направления и ве­ личины перетоков работающих интервалов в разрезе забоя сква­ жин; определение интервалов возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и в сепараторах и раз­ работка мероприятий по обеспечению нормальной эксплуатации скважин и оборудования промыслов.

Данные специальных исследований скважин и пластов исполь­ зуют для контроля и регулирования системы разработки, улучше­ ния технико-экономических показателей работы промыслового оборудования, внедрения новой техники и технологии в добычу газа.

§ 8. Технология и техника исследования газовых скважин

Первые сведения об исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах. В 1925 г. была опубликована первая работа, в которой Беннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследова­ ния скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимость расхода газа от давлений на устье и на забое сква­ жины. Этот метод исследований приводил к существенным поте­ рям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности, охраны труда и окружающей среды.

В 1929 г. Пирс и Роулинс описали метод противодавлений. После совершенствования этого метода Горное Бюро США приня­ ло его в качестве официального метода исследования газовых скважин. В 1935 г. Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследований большого числа газовых скважин.

Они предложили одночленную степенную формулу притока га­ за к забою скважины

(35>

графический метод определения «постоянных» уравнения С и п, а также метод нахождения абсолютно свободного1 дебита сква­ жины.

Метод Роулинса и Шелхардта получил повсеместное распрост­ ранение и используется до настоящего времени.

В 1948 г. Б. Б. Лапук и В. А. Евдокимова разработали теорию

при неустановившихся режимах. Была установлена зависимость показателя степени п от числа Рейнольдса, а также зависимость коэффициента С от времени исследований

1 Абсолютно свободным называется максимальный теоретический дебит сква­ жины, который бы получался при ее работе с абсолютным давлением на забое, равным 1 кгс/см2.

31

,1В 1950 г. И. А. Чарный и в 1951 г. Е. М. Минский ввели в

практику обработки результатов исследований газовых скважин в СССР двучленную формулу зависимости градиента давления от ■скорости фильтрации, аналогичную по форме опубликованной ранее Форхгеймером.

Е. М. Минский на основе обработки экспериментальных данных Фекчера, Льюиса и Бернса предложил формулу и численное зна­ чение коэффициента р*. Приближеннее значение величины коэф­ фициента р* долгое время не позволяло использовать коэффициент фильтрационного сопротивления В для определения параметров пористой среды. Параметры пористой среды определяли по коэф­ фициенту А в формуле стационарного притока газа к забою сква­ жины

ментальных исследований получил зависимость (3* от отношения

Эта зависимость позволила определять по данным исследова­ ний скважин с использованием коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В многие важные параметры пористой среды: коэффициенты абсолютной проницаемости k0 и открытой пористо­ сти т 0, объем связанной воды S B, начальную газонасыщенность ри, коэффициенты извилистости £ и формы %, удельную поверх­ ность F, поскольку объем связанной воды, структурный коэффи­ циент в формуле удельной поверхности, удельная поверхность пористой среды также зависят от отношения k!m.

Дальнейшее развитие теории и практики исследования газовых и газоконденсатных скважин при установившихся и неустановившнхея режимах дано в работах многих авторов — Ю. П. Коротаева, Г. А. Зотова, С. М. Тверковкина, Э. Б. Чекалюка, Д. Р. Хор­ нера, М. X. Каллендера, П. Джонса, Г. В. Свифта, О. Г. Кила,

X.Д. Реми и др.

Впоследнее время стали использовать данные изменения тем­ пературы на забое скважины при установившемся движении газа,

вызванные изменением скорости движения газа от контура области питания до перфорационных каналов. Измерив с помощью глу­ бинных термометров температуру на забое скважины, работающей с постоянным дебитом, можно определить истинную скорость

32

движения газа на забое скважины, нросветность забоя, число работающих перфорационных отверстий и радиус их полусфери­ ческих каверн.

М е т о д и к а и с с л е д о в а н и я г а з о в ы х с к в а ж и н при у с т а н о в и в ш и х с я р е ж и м а х

Газовые скважины при установившихся режимах исследуют в следующем порядке [12,6].

1. Перед исследованием скважину продувают в течение 15—20 мин для удаления твердых частиц и жидкостей с забоя. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давле­ ния. На многих газовых месторождениях это время составляет

2—3 ч.

2. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ) устанавливают диафрагму с небольшим диаметром ка­ либрованного отверстия. После этого открывают коренную задвиж­ ку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диа­ фрагмой и в затрубном пространстве не изменяются во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследо­ ваний и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку.

3. В диафрагменном измерителе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожида­ ются наступления установившегося состояния, записывают давле­ ния и температуры, после чего скважину останавливают. Такие операции повторяют от четырех до девяти раз. Для контроля после исследования скважины с диафрагмой с наибольшим калиб­ рованным отверстием иногда повторяют исследование с диаф­ рагмой с меньшим диаметром отверстия.

4. По давлению и температуре газа перед диафрагмой рассчи­ тывают дебит газа для каждой диафрагмы.

5. По статическому затрубному давлению или динамическому

определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. Исследование газовых скважин при пеустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­ няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или

при переменном дебите в процессе ее работы.

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время. Например, при ^ = 0 закрывают задвижку на работавшей струне. Далее в фиксирован-2

ные моменты времени по секундомеру (через 5, 10 или 20 с) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и головке скважины.

П р и б о р ы д л я и з м е р е н и я д а в л е н и й , т е м п е р а т у р и р а с х о д о в г а з а

При исследованиях скважин для измерения давления на устье применяют образцовые манометры пружинного типа класса точ­ ности 0,2—0,35. Для измерения давлений на забое и в стволе сква­ жин используют глубинные геликсные манометры МГГ-2У, порш­ невые МГП-3(7,8) и дифференциальные ДГМ-4. Манометры спу­ скают в скважину на стальной проволоке диаметром 1,6—2 мм через специальный прибор, герметизирующий устье скважины во время спуска, называемый лубрикатором. Глубинные приборы спускают в скважины и извлекают из них с помощью лебедки, смонтированной на автомашинах. Диаметр глубинных манометров 35—40 мм, длина 1315—2800 мм, масса 6,5—14 кг, пределы изме­ рения давлений 0—320 кгс/см2. Погрешность измерения составляет 0,2—0,5% от максимального значения шкалы. Для определения работоспособности, чувствительности и погрешности глубинные манометры тарируются с помощью образцовых поршневых мано­ метров МОП-250.

Дифференциальные глубинные манометры отличаются большой точностью и чувствительностью. Они способны регистрировать изменение давления с точностью до 0,01 кгс/см2.

Для измерения температур на устье скважины используют мак­ симальные стеклянные термометры с ценою деления 0,1 °С. Для измерения температуры газа на забое и в стволе скважины при­ меняют глубинные термометры ТГБ1М, ТГГ-1. Глубинный биме­ таллический регистрирующий термометр ТГБ1М имеет пределы измерений 20—170°С, погрешность измерения ±2,5°С.

Для измерения расхода газа (дебита) в зависимости от давле­ ния, состава газа, диаметра трубопровода, типа скважины (раз­ ведочная, эксплуатационная) и метода исследования используют различные приборы ДИКД, ДП-430 и др. При исследовании раз­ ведочных скважин и некоторых эксплуатационных применяют диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ). В этом случае расход газа определяется по преобразованной формуле Сен-Венана

(40)

где Т, р — абсолютные температура и давление газа перед диаф­ рагмой; Д, Дс — относительная масса по воздуху соответственно жирного газа и отсепарированного (сухого) газа; г — коэффициент сжимаемости жирного газа при р и 7; С — коэффициент, завися-

34

щий от диаметра калиброванного отверстия диафрагмы. Он опре­ деляется по таблицам работы [1]

Если во время исследования скважины давления на забое не измеряли, их можно вычислить по измеренному затрубному дав­ лению на устье скважины и неподвижному столбу сжатого газа в затрубном пространстве или по измеренному буферному давле­ нию и подвижному столбу газа в колонне фонтанных труб.

В первом случае используют формулу барометрического ниве­ лирования Лапласа — Бабине

при р и Т, р = (рз+р3.п)/2.

Вычисления проводят методом последовательных приближений по схеме

Рз.П ^ Т + г (Рз.п’ Т ) ^ Р э ^ Р - * Т - 2(Р- Т) -> К-

Если разность р '3— /Е <е (е — заданная погрешность расчета), расчет прекращается и р"3 принимается за истинное забойное дав­

ление. Не используя метод последовательных приближений, за­ бойное давление можно определить так:

Значения р для различных величин приведенного давления и температуры даны в работе [1].

Забойное давление по измеренному буферному давлению можно

2* 35

где X— коэффициент гидравлического сопротивления шероховатых фонтанных труб, он ориентировочно определяется по таблице из работы [1] или более точно по данным исследования скважины при измерении забойного и устьевого давлений.

d — внутренний диаметр фонтанных труб в см; Q — расход газа по

Распределение температуры в эксплуатационной скважине при установившихся режимах работы можно определить по формуле

температура грунта; е — среднее значение коэффициент Джоуля — Томсона в °С/кгс/см2; k — коэффициент теплопередачи от газа в породы разреза скважины в ккал/м2-ч-°С (для различных клима­

Как правило, давления и температуры на устье скважин при различных дебитах определяют путем совместного решения урав­

36

По таблице приложения II инструкции [1], зная Д и Гск, найдем значение иатеграла

Рп.г

I— dp„ = 2,629.

Рп

0 , 2

Вычислим значение

0.03415AL 0,03415-0,6-1765

S= ------- =------- = —------------ ----------- = 0,113.

Т320,4

Определим значение интеграла, соответствующего приведенному забойному давлению

Рц.э

37

По графику определяем коэффициент А как отрезок, отсекаемый на оси ординат при Q= 0, а коэффициент В = tg ср — тангенс угла наклона прямой коси дебитов

/ т^ГС

А = 1,70-1,0—4 (с/см3) ( -----

Уравнение притока газа к скважине

P2k—pI=1,97Q-{-5,5A0-3Qz,

где Q— в тыс. м3/сут.

§ 9. Определение параметров пласта по данным исследований газовых скважин

При плоскорадиальной изотермической фильтрации реального газа по закону Дарси градиент давления определяет скорость фильтрации

(С — постоянная интегрирования).

38

где а0— постоянный коэффициент; рм— давление максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси при пластовой тем­

При установившейся плоскорадиальной фильтрации реального газа и нелинейном законе фильтрации зависимость скорости фильтрации от градиента давления выражается следующим урав­ нением:

39