Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
Комплексное использование этих методов позволяет качественно и
надежно определить исходные параметры, необходимые при подсчете запасов, проектировании разработки залежей, установлении оптимального
технологического режима работы скважин.
Классификация газогидродинамических исследований
Классификация определяется назначением этих исследований. На
разных этапах изучения и разработки газового месторождения требования
к исследованиям скважин различны.
В целом принято различать условно исследования как первичные,
текущие, специальные.
Первичные исследования являются базисными, проводятся в полном
объеме, позволяют определить параметры пласта, его продуктивную характеристику. Проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах
по завершению их строительства. Как правило, исследования проводятся с
выпуском газа в атмосферу, так как месторождение еще не обустроено.
При первичных исследованиях газовых скважин определяются следующие параметры
:
Статическое давление на устье.
Пластовое давление (замеряется глубинными манометрами или
рассчитывается по Р
).
ст
Забойные давления на режимах (замером или расчетом).
Дебит газа на каждом режиме.
Процесс стабилизации или восстановления забойного давления
самопишущими приборами или образцовыми манометрами через определенные промежутки времени.
Температура газа на устье, на забое на различных режимах и при
снятии КВД и КСД.
Количество выносимой
воды, конденсата, мехпримесей на раз-
личных режимах.
Отбираются пробы газа, воды, конденсата для лабораторных исследований и изучения их физико-химических свойств. Вся информация нужна
для подсчета запасов, составления проектных документов на разработку.
Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах
в процессе разработки месторождения. Их основная задача - получение
необходимой информации для анализа и контроля за разработкой. Изучаются закономерности изменения параметров. Ежеквартально в четверти скважин замеряют пластовое давление для карты изобар, также оно
замеряется после капитального и текущего подземного ремонта. Устанавливается зависимость Р
(средневзвешенного) от суммарного отбора.
пл
Проводятся комплексные исследования, указанные выше.
Специальные исследования проводятся для определения параметров,
определяющих специфику разработки месторождения. Это контроль за положением контакта газ-вода, изучение разрушения коллектора, установление
эффекта после мероприятий по интенсификации притока газа. Изучаются
взаимные перетоки по пластам. Проводятся новые виды исследований.
21
5. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Особенности фильтрации газа к забоям скважин
При разработке газовых месторождений фильтрация газа и газоконденсатной смеси в пласте проходит отлично от фильтрации жидкости.
Особенность фильтрации жидкостей и газов обусловлена различием
их физических свойств, а также характером их изменения при различных
давлениях и температурах.
Из подземной
гидродинамики известно, что скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления, а движение жидкости в пласте описывается
законом Дарси:
, (5.1)
где v – скорость фильтрации жидкости;
k – проницаемость;
μ – динамическая вязкость жидкости;
dP/dr – градиент давления.
При малых скоростях фильтрации данный закон справедлив и для газов. Но при работе газовых скважин скорость фильтрации газа из пласта к
забою имеет значительные величины, особенно в призабойной зоне. Это
вызвано тем, что масса газа
в пластовых условиях занимает многократно
больший объем, чем такая же масса нефти.
Приближенно можно считать, что 1 м3 нефти по массе эквивалентен
700-900 м3 газа, то есть соотношение объемов одинаковых масс нефти и газа в
стандартных условиях составляет 1:700 -1:900. В пластовых условиях это соотношение зависит от Рпл и колеблется в широком диапазоне от 1/10 до 1/90.
Поэтому при фильтрации в пласте газа происходит нарушение линейной
зависимости скорости газа от градиента давления (перепада давления), то
есть она не подчиняется закону Дарси.
В данном случае резко возрастают потери кинетической энергии газа
(сопротивление его скоростному напору), которые добавляются к потерям
на вязкое
трение, то есть с возрастанием скорости газа возрастает удельное
сопротивление движению газа в пористой среде. Это видно на рис. 5.1.
Рис.5.1 – Графический вид законов фильтрации:
1 - линейный закон; 2 - нелинейный закон
22
В результате многочисленных экспериментов разными авторами были
получены полуэмпирические формулы, описывающие нелинейное течение
флюидов, нелинейную фильтрацию газов.
Наибольшее распространение из них получила формула Форхгеймера:
, (5.2)
где l - коэффициент макрошероховатости, учитывающий внутреннюю
структуру порового пространства.
Многими исследователями для описания нелинейной фильтрации газа
предлагалась степенная формула:
, (5.3)
где а - коэффициент пропорциональности;
n - показатель степени (от 1 до 2).
В США ей пользуются и сейчас. В России используется формула Форхгеймера, но в уточненном и усовершенствованном профессором Минским Е.М.
виде. В практике разработки газовых месторождений во многих инженерных
расчетах получил применение двучленный закон фильтрации газа Минского:
Р
заб
, (5.4)
Р
пл
где a, b - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
Q - дебит скважины;
Р
– разность квадратов пластового и забойного давлений при
заб
Р
пл
Q = const.
Коэффициенты a, b - обобщенные коэффициенты, которые зависят от
ряда параметров пласта, скважин, гидродинамического совершенства скважин:
Р
,стРат
атТпл
ст
ст
где a и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, атм
2
и атм
/(тыс.м3/сут)2 соответственно;
пл
, (5.5)
, (5.6)
к
2
/(тыс.м3/сут)
116, 1.34 - пересчетные коэффициенты из СИ в систему промысловых
единиц;
P
и Тст - давление и температура при стандартных условиях, атм и °К;
ст
- коэффициент динамической вязкости газа при Pпл и Тпл, мПа*с;
k
- проницаемость пласта, мкм2;
Т
– температура в пластовых условиях, °К;
пл
- плотность газа в стандартных условиях, кг/м3;
ст
l – коэффициент макрошероховатости, 10
-9
1/м;
z – коэффициент сверхсжимаемости;
R
– радиус скважины, м;
c
– радиус контура питания, м.
R
к
23
Пример
Рассчитать фильтрационные коэффициенты a и b по имеющимся промысловым данным:
Радиус контура питания Rк, м 1000
Радиус скважины Rc, м 0,1
Коэффициент макрошероховатости l, 10
-9
1/м 0,03
Эффективная мощность пласта h, м 6
Коэффициент сверхсжимаемости, z 0,835
Проницаемость пласта k, мкм
2
0,0014
Пластовая температура Тпл, °К 371,7
Давление при стандартных условиях Рст, атм 1
Температура при стандартных условиях Тст, °К 293
Плотность газа при стандартных условиях ρст, кг/м
3
0,678
Коэффициент динамической вязкости газа в пласте μ, мПа*с 0,0147
∗,∗,∗∗,
,∗,∗∗
,∗.∗.∗∗.
∗.
∗.∗∗
ln
,
630,7атм/тыс.м/сут
,
0,4518атм/тыс.м/сут
С течением времени разработки меняются параметры, входящие в
коэффициенты a, b, следовательно, меняются сами коэффициенты а и b.
Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации
газа
Данные исследования являются важнейшим источником информации
о газовом пласте. На скважинах проводятся испытания при стационарных
(установившихся) режимах фильтрации. Результаты таких исследований
необходимы для:
определения запасов газа и конденсата;
проектирования и анализа разработки месторождения;
установления режимов работы скважин.
По результатам исследования газовых скважин при стационарных
режимах фильтрации определяются:
пластовые, забойные давления - Рпл, Р
заб
;
зависимость дебита Q от депрессии - ∆Р;
максимально допустимые дебиты;
факторы, ограничивающие дебиты;
коэффициенты фильтрационных сопротивлений а, b;
свободный дебит скважины (Р
абсолютно свободный дебит (Р
= 1 кгс/см2);
уст
= 1 кгс/см2).
заб
Процесс исследования делится на 2 этапа:
собственно исследование;
интерпретация данных исследований.
Работа на скважине при исследовании на приток (стационарная фильтрация) проводится в следующем порядке:
продувка на повышенном дебите (вынос воды);
24
закрытие, замер статики;
работа на 6-8 режимах от малых до максимальных дебитов;
обратный ход (2-3 режима) с уменьшением дебита для контроля.
Все значения давлений, температур (а значит и Q) должны быть стационарными (установившимися).
Время стабилизации параметров на режиме различно и зависит от
свойств пласта и насыщающего его газа.
Схема обвязки устья скважин может быть
разной, но должна позволять
замерять:
дебит газа, конденсата, воды;
давления и температуру;
содержание мехпримесей в потоке газа.
Исследования проводятся как с выпуском газа в атмосферу, так и с
подачей газа в шлейф (Q замеряется на УКПГ). Ведется учет выпущенного
газа при исследовании. Обработка данных исследований предусматривает:
расчет
забойных параметров (Рпл, Р
, ∆Р), расчет дебитов на каждом
заб
режиме (Q);
графическое построение индикаторных линий. Индикаторные
линии показаны на рис. 5.2.
По найденному коэффициенту a рассчитывают проницаемость k,
гидропроводность /:
Т
ст
.Т
.Т
пл
пл
пл
, (5.7)
, (5.8)
. (5.9)
Чем выше продуктивность скважины, тем меньше а, тем выше фильтрационные параметры.
С течением времени разработки залежи значения а, b по одной и той
же скважине изменяются: вначале уменьшаются (самоочистка), затем повышаются (подъем ГВК, уменьшение h).
Рис.5.2 – Зависимость дебита газа Q от перепада давления Р
Зависимость ∆Р/от Q
25
пл
Р
заб
.
Расчет проектного дебита, свободного дебита и абсолютно свободного
дебита:
Р
Р
заб
пл
, (5.10)
Р
Р
пл
пл
, (5.11)
. (5.12)
при заданном дебите
заб
св
абс.св
Также можно рассчитать забойное давление Р
скважины Q = const.
6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ
РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
Методика снятия кривых восстановления давления
В настоящее время используются два метода исследования газовых
скважин при нестационарных режимах фильтрации:
а) снятие кривых восстановления забойного давления (КВД) после
закрытия скважины;
б) снятие кривых стабилизации забойного давления и дебита при
пуске скважины на определенном режиме.
Перед снятием КВД скважину подключают к газопроводу, либо газ
выпускают в атмосферу, при этом регистрируют изменение давления на головке скважины, в затрубном пространстве и на измерителе дебит. Давление регистрируют образцовыми манометрами. После полной стабилизации
измеряют установившееся давление, температуру и дебит, затем скважину
закрывают и регистрируют изменение давления, и температуры во времени.
В скважинах, не имеющих затрубного пространства (
при отсутствии
фонтанных труб, оборудованных пакерами и др.), а также при наличии в
стволе скважины значительного количества жидкости КВД должны сниматься на забое с помощью высокоточных глубинных манометров. Снятие
КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных
скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласты с
высокой температурой
. При снятии КВД на устье скважины образцовым манометром забойные давления рассчитываются по барометрической формуле
для неподвижного столба газа. Изменение давления на забое можно определять глубинными манометрами МГГ-2у, МГП-ЗМ, ДГМ-4М. Эти приборы
опускаются в скважину на стальной проволоке диаметром 1,6-2,0 мм через
лубрикатор с помощью лебедки. Диаметры приборов равны 32-36 мм, то
есть спуск возможен даже через насосно-компрессорные трубы диаметром
50 и 63 мм. Лебедка установлена на машине, глубина спуска приборов определяется с помощью счетчика числа оборотов. Лебедка имеет две скорости
подъема приборов 0,85 и 1,84
м/с при вращении вала двигателя 600 об/мин.
26
Методы обработки кривых восстановления давления
Применяются два метода обработки КВД, имеющие различные граничные условия. В первом методе используются формулы, полученные для
бесконечного пласта. Он применяется в тех случаях, когда в процессе исследования скважины границы области дренирования не сказываются на графике изменения давления. Кривую восстановления давления строят в координа
тах Р
от lgt. Полученный при этом прямолинейный участок отсекает на оси
заб
ординат отрезок, равный α, и имеет угол наклона, тангенс которого равен β.
Исходная формула для бесконечного пласта имеет вид
lg. (6.1)
заб
Преобразованная КВД показана на рис. 6.1.
Формулы, полученные для ограниченного пласта, можно использовать в тех случаях, когда в процессе исследования скважины на ее поведении сказываются условия на границе пласта, например, при работе скважины в пласте с малыми размерами или при влиянии работы соседних
скважин. Исходная формула для ограниченного пласта
. (6.2)
заб
lg
пл
имеет вид:
Преобразованная КВД показана на рис. 6.2.
-
Рис.6.1 – Кривая нарастания забойного давления для определения α, β
(обработка КВД для бесконечного пласта)
27
Рис.6.2 – Кривая нарастания забойного давления для определения α1, β1
(обработка КВД в ограниченном пласте)
По полученным значениям α, β, α1, β1 и другим известным параметрам
можно определить ряд параметров газонасыщенного пласта:
проводимость
.атпл
ст
, (6.3)
проницаемость
.атпл
ст
, (6.4)
пьезопроводность
пл
, (6.5)
коэффициент несовершества скважин
1.15
заб.о.
.
, (6.6)
объем порового пространства дренажной зоны скважины
7.88∙10
пл
, (6.7)
емкостной параметр
.∙плпл
ст
, (6.8)
ат
параметр
. (6.9)
.
28
7. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ
Параметры, характеризующие газоконденсатность
Пластовая смесь газоконденсатных месторождений состоит в общем
случае из большого числа углеводородных соединений, каждое из которых
имеет свою физико-химическую характеристику. В смесь входят в разных
соотношениях соединения (в пласте первоначально все они находятся в
растворенном газовом состоянии):
газообразные углеводороды:
метан - СН4;
этан - С2Н6;
сжиженные газы:
пропан - C3H8;
бутан - С4Н10;
жидкие тяжелые углеводороды:
пентан - С5Н12;
гексан – С6Н14;
гептан - С7Н16;
октан – C8H18;
нонан - С9Н20;
декан - С10Н22
и далее до - С18Н
38.
В начальных пластовых условиях такая газоконденсатная смесь, как
правило, находится в термодинамическом равновесии. После начала разработки месторождения при снижении пластового давления термодинамическое равновесие нарушается и начинают происходить фазовые превращения - выпадение отдельных углеводородов из растворенного газового
состояния в жидкую фазу, то есть конденсация тяжелых углеводородов.
Эта конденсация и
выпадение в пласте углеводородов приводят к значительному изменению состава добываемой пластовой углеводородной смеси. Поэтому на таких месторождениях проводят специальные достаточно
сложные и трудоемкие газоконденсатные исследования скважин.
В Западной Сибири такие месторождения приурочены к меловым и
ачимовским отложениям, залегающим на глубинах 2000 - 3500 метров.
Газоконденсатные исследования имеют следующую классификацию:
ПЕРВИЧНЫЕ исследования разведочных
и первых эксплуатационных
скважин. Проводится полный комплекс для изучения газоконденсатной характеристики (запасы, свойства, состав по площади и разрезу). По составу углеводородной смеси можно судить о наличии или отсутствии нефтяной оторочки.
ТЕКУЩИЕ исследования проводятся для уточнения запасов и потерь конденсата в процессе разработки месторождения, для обоснования
объемов добычи конденсата.
29
СПЕЦИАЛЬНЫЕ исследования фазового и углеводородного состава
газоконденсатной смеси в каждом элементе системы: скважина - шлейф УКПГ - газопровод. Такие исследования проводятся на различных этапах
разработки газоконденсатного месторождения.
Газоконденсатную характеристику выражают следующие параметры:
потенциальное содержание конденсата q
3
см
или граммах в 1 кубометре газа (пластового, устьевого, сепарированного
(осушенного)), г/м
3
; см/м3;
- количество конденсата в
п.к.
изотермы конденсации - изолинии количества выпавшего конденсата
из газа при постоянной температуре и различных давлениях (рис. 7.1);
Рис.7.1 – Изотермы конденсации пластового газа
изобары конденсации - изолинии количества выпавшего конденсата при постоянном давлении и различных температурах (рис. 7.2);
Рис.7.2 – Изобары конденсации пластового газа
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]