книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

значительно снижается. Одним из возможных и эффективных спо­ собов освоения скважин при указанных условиях следует считать способ с применением пены. Причем одновременно рекомендуемый способ может явиться средством снижения водопритока; при этом пена, закачиваемая в пласт, очищает призабойную зону от воды и мелкодисперсных частиц породы. Одновременно вследствие при­ липания пузырьков пены к твердой поверхности и их защемления создаются препятствия для последующего продвижения пластовой воды. При этом фильтрационная характеристика пористой среды должна существенно улучшиться, что, в свою очередь, обеспечит увеличение дебита газа при снижении обводненности. Наряду с этим улучшаются и условия вызова притока газа из пласта в процессе освоения, так как ствол скважины будет заполнен пеной, а увели­ чением степени аэрации можно будет достичь значительного сниже­ ния забойного давления.

Технология освоения скважин с применением пены. Прежде всего необходимо создать условия для вспенивания столба жидкости в скважине. Для этого после установления статического уровня

вскважине насосно-компрессорные трубы приподнимают несколько выше этого уровня и погружают твердый пенообразователь (в виде стержней) из расчета получения на забое 2—3%-ного водного рас­ твора пенообразователя. Освоение газовых скважин следует прово­ дить с применением газа высокого давления или азота.

Через 10—15 ч (время, необходимое для растворения ПАВ) при­ ступают к нагнетанию газа (азота) одновременно в трубы и затрубное пространство. Так как в скважине выше статического уровня может содержаться некоторое количество воздуха, то до закачки газа

вскважину следует закачать в трубы и кольцевое пространство 5—6 м3 водного раствора ПАВ при 2—3%-ной концентрации.

Объем закачиваемого в скважину газа (азота) определяется из расчета создания пены при соотношении объема газа к объему жидкости 2 : 1 в пластовых условиях. При этом следует учесть объем водного раствора ПАВ, закачанного в скважину перед нагнетанием газа (азота). Если давление в газовой линии не позволяет зака­ чать газ в скважину и продавить в пласт вспененную жидкость из скважины, то можно использовать сжатый азот. Для этого реко­ мендуется использовать автомобильную газификационную установку типа АГУ-8К. Она смонтирована на автомобильном шасси, где распо­ ложены резервуар жидкого азота емкостью 5,6 м3, насос с электро­ приводом и испаритель. Производительность установки по жидкому азоту приблизительно равна 500 л/ч, при максимальном давлении

220 кгс/см2.

Одна установка АГУ-8К может производить 3512 м3 газообразного азота (при нормальных условиях). После продавки пены в пласт скважина остается под давлением на 15—20 ч, а затем приступают к освоению с применением двухфазной пены путем закачки ее в на­ сосно-компрессорные трубы или в кольцевое пространство. Расход жидкости при образовании пены для освоения скважины достаточно

180

Г л а в а V I I I

ИССЛЕДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

§ 45. СПОСОБЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Исследование газовых скважин проводится с целью определения ее оптимальных параметров.

Продуктивную характеристику определяют следующими мето­ дами.

1.В условиях практически стационарного движения газа при различных режимах работы скважин, т. е. когда давление и дебит не зависят от времени.

2.В условиях нестационарного движения газа.

В результате исследований скважин при стационарном режиме фильтрации определяют: а) зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; б) зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующего условия притока газа к забою скважины (индикаторная линия); в) коэффициенты фильтрационного сопротивления, служащие для определения продуктивной характеристики скважины, проницаемо­ сти призабойной зоны и др.; г) условия выноса жидкости (воды и кон­ денсата) и твердых частиц породы при различных депрессиях на пласт.

При нестационарных режимах обрабатываются кривые стабили­ зации и нарастания давления после открытия и закрытия скважин. Этими методами можно оценить проводимость (проницаемость) не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта, наличие экранов или зон ухудшенной проводимости и дру­ гие параметры.

Проведение комплексных исследований скважины при стацио­ нарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет получать необходимые исходные данные для осуществления нормальной эксплуатации газовых скважин и составления проектов опытной и промышленной разработки газовых месторождений.

Все исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные.

182

Первичные исследования проводятся в процессе разведки место­ рождения и его опытной эксплуатации. Их задачей является изуче­ ние данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований, однако частичное вскрытие пласта не позволяет правильно установить их добывные возможности. По результатам геофизических исследований можно судить о потенциальных воз­ можностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газогидродинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные воз­ можности будущих эксплуатационных скважин.

Текущие исследования проводятся на эксплуатационных сква­ жинах в процессе разработки месторождения. Их задачей является получение необходимых данных для анализа и контроля за разра­ боткой. При этом основное внимание следует уделять установлению правильного технологического режима. При текущих исследова­ ниях в зависимости от особенностей месторождения может исполь­ зоваться неполный комплекс методов. Чаще всего применяют только газогидродинамические методы.

Специальные исследования проводятся на скважинах, обусло­ вленных специфической разработкой конкретного месторождения.

К ним относятся: 1) отбор проб газа и конденсата для лаборатор­ ного изучения состава пластового газа, содержания конденсата в газе, условий выпадения конденсата в пласте, возможных потерь его и др.; 2) изучение выпадения конденсата в сепараторах при различных давлениях и температурах; 3) определение изменения температуры газа в стволе скважины и в сепараторах при различных дебитах скважин; 4) изучение условий выделения конденсационной воды и гидратообразования в стволе скважины и призабойной зоне; 5) изучение возможности перетоков газа в другие пласты, а также наличия межколонных пропусков газа; 6) определение фактически работающих интервалов вскрытой мощности пласта и распределение дебитов по отдельным пропласткам; 7) выяснение условий разру­ шения призабойной зоны пласта; 8) контроль за положением кон­ такта газ — вода; 9) изучение эффективности применения методов интенсификации притока в скважину; 10) изучение коррозионной агрессивности газожидкостного потока, скорости и характера кор­ розии для выбора метода борьбы с нею; 11) установление оптималь­ ных дебитов и условий эксплуатации скважин и разработки за­ лежей.

Интенсивность выноса породы и жидкости определяется путем измерения их количества в пескоуловителях или сепараторах.

При исследовании газовых скважин применяют различные спо­ собы измерения дебита и давления газа.

Наиболее точными способами определения дебита газа, которыми рекомендуется пользоваться при испытании газовых скважин, явля­ ются измерения: а) по методу сужения (при помощи указывающих

18а

или регистрирующих приборов); б) диафрагменным измерителем критического течения; в) пневмометрической трубкой второго и пер­ вого типов.

Метод сужения струи газа

Исходные данные для определения дебита газа по методу сужения струи газа, проходящего через диафрагму, получают при помощи указывающих или регистрирующих приборов (например, расходо­ мера для круглосуточной записи). Дебит газа (м3/сут) вычисляют по формуле

где а — коэффициент расхода, определяемый в зависимости от отношения Р = d/D (d — диаметр диафрагмы; D — диаметр трубо­ провода) по графику, представленному на рис. 92 для камерной диа­ фрагмы (рис. 93); е — поправочный коэффициент на расширение струи газа, определяемый в зависимости от отношения Н/р и т = = d2/D2 по графику (рис. 94); к1 — суммарная поправка на недоста­ точную остроту входной кромки диафрагмы и на шероховатость трубопровода (табл. 24); kt — поправочный коэффициент на тепловое

расширение диафрагмы, определяемый по рис. 95 (kt может быть принято равным единице); d — внутренний диаметр диафрагмы в см; р х — абсолютное давление в трубопроводе (перед диафрагмой) в мм рт. ст., р 2 — абсолютное давление после диафрагмы в мм рт. ст.;

184

oi

ния.

1 — камера; 2 — трубопровод; 3 — поток га­ за; 4 — диафрагма; 3 — трубки для измере­ ния давления до и после диафрагмы.

k

1 — алюминий; 2 — медь; 3— никель;. 4 — сталь.

Рис. 96. Зависимость поправочного коэффи­ циента к2 от числа Re. Число Re равно:

II — pl —p2—перепад давления (до и после диафрагмы) в мм рт. ст.; Т — абсолютная температура газа в трубопроводе в К;

z — коэффициент сжимаемости газа при давлении р г; р~ — относи­ тельная плотность газа по воздуху.

Если в формуле (125) выразить абсолютное давление в трубо­ проводе не в мм рт. ст., а в кгс/см2, то формула для расчета коли­ чества газа примет вид

Иногда для расходомеров, установленных на газовых скважинах

игазораспределительных пунктах, величина HOOa&k^d2^/1/pTz

(избыточное) ризб при замере газа в процентах от ртах и среднее

значение У Н в процентах от У н шах* 3. Суточный расход газа, проходящего по трубопроводу, вы­

числяют по формуле (в м3/сут)

При малых дебитах и большом отношении d/D коэффициент a является переменной величиной, зависящей от дебита. При этом ос должен быть умножен на поправочный коэффициент к2, определяе­

Диафрагменный измеритель критического течения

В практике испытаний газовых скважин наиболее широко рас­ пространен способ измерения дебита газа диафрагменным измерите­ лем критического течения (ДИКТ).

186

Этот способ применяется при истечении газа в атмосферу или при движении в трубопроводе значительного количества газа через диафрагму (или специальный штуцер) в условиях, когда давление до диафрагмы больше в 2 раза и более, чем давление после диафрагмы.

Дебит газа при этом определяют по формуле

где Q — дебит газа в тыс. м3/сут.; с — коэффициент, определяемый по табл. 25; р — абсолютное давление перед диафрагмой в кгс/см2;

р — относительная плотность газа; Т — абсолютная температура газа в К; z — коэффициент сжимаемости газа при давлении р.

Диафрагменный измеритель критического течения диаметром 50 мм приведен на рис. 97, а диаметром 100 мм — на рис. 98.

Зависимость коэффициента с от диаметра для диафрагм (рис. 99, 100) дана в графах 2 и 3 табл. 25, для истечения газа через штуцер (рис. 101), применяемый при испытании скважин, выносящих зна­ чительное количество песка, дана в графе 4 той же таблицы.

187

По АА

pJfW2

-j-Ss® Ф : 1 к ~ _ —

Рис. 97. Диафрагменный измеритель критического течения диамет­ ром 51 мм.

1 — отверстие для манометра; 2 — отверстие для продувного вентиля; 3 — термометрический стакан

Рис. 98. Диафрагменный измеритель критического тече­ ния, диаметром 102 мм.

1 — отверстие для манометра; 2 — отверстие для продувного вентиля; з — термометрический стакан; 4 — диафрагма.

Ж

Рис. 99. Диафрагмы, применяемые в 51-мм диафрагменном измерителе критического те­ чения.

-Ф68-of.

Рис. 100. Диафрагмы, применяе­ мые в 102-мм измерителе крити­ ческого течения.

- 3 0 0 м м

—— 150мм — —

Диаметр канала

Величиной коэффициента с можно пользоваться при небольшом содержании жидкости.

При высоком содержании конденсата расход газа приближенно можно определить по формуле

где Q — дебит газоконденсатной смеси в однофазном газообразном состоянии в м3/сут; Qr — дебит газа после сепарации в м3/сут; QK —

Пневмометрическая трубка

Пневмометрическую трубку первого типа применяют для изме­ рения дебита газа при выпуске его в атмосферу через открытый конец трубы (рис. 102).

Если высота столба жидкости в С7-образном манометре не пре­

РТ

189