Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
9. МЕТОДЫ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
План
9.1. Общие положения о газогидродинамических исследованиях.
9.2. Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных
пластов и скважин.
9.3. Виды газогидродинамических исследований по назначению.
9.4. Параметры, определяемые по методу установившихся отборов.
9.1. Общие положения о газогидродинамических иссле-
дованиях
Газогидродинамические (ГГДИ) методы исследования основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики.
При этом используют уравнения сохранения массы и импульса в
фильтрационном движении, связывающие искомые параметры
пласта с непосредственно измеряемыми в процессе фильтрации
газа в пласте, такими как расход, забойное и пластовое давления
во времени.
Исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин ведется в процессе бурения, разведки структур, опытной и
промышленной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ.
9.2. Задачи и методы исследования газовых и газокон-
денсатных пластов и скважин
Главная задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа,
проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и
наземных сооружений.
Кроме того, важна оценка эффективности работ по интенсификации (при ее проведении) и контроля за разработкой и
51
эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Продуктивная характеристика скважины – это совокупность следующих сведений:
1. Зависимости дебита газа от разности квадратов пластово-
го и забойного давлений, характеризующейся условиями притока газа к забою скважины.
2. Значений коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта и описания уравнения притока газа, которые применяются для определения средних значений параметров ПЗП и
прогнозирования изменения дебита и давления во времени.
3. Зависимости дебита и забойной температуры от депрессии на пласт.
4. Зависимости дебита и устьевой температуры от давления
на устье скважины.
5. Рабочих и максимально допустимых дебитов скважин,
получаемых из результатов анализа условий разрушения ПЗП,
скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии
оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и т. д.
6. Свободных и абсолютно свободных дебитов скважины.
7. Условий выноса жидкости (воды и конденсата), твердых
частиц породы и степени очищения или засорения ПЗП при различных депрессиях на пласт.
8. Зависимости динамики дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащей для определения
периода стабилизации и параметров пласта.
9. Зависимости изменения во времени температуры и давления на забое и на устье после закрытия скважины, используемой для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта.
10. Проницаемости (проводимости) ПЗП и дренажной зоны
пласта (ДЗП).
11. Емкости дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность).
12. Неоднородности пласта (наличие зон резко ухудшенной
проводимости пласта).
52
9.3. Виды газогидродинамических исследований по
назначению
По своему назначению исследования газовых скважин де-
лятся на первичные, текущие, комплексные и специальные [4].
Первичные исследования
Они проводятся на всех разведочных и добывающих скважинах и позволяют определить параметры пласта и его продуктивную характеристику; установить добывные возможности
скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым
давлениями и температурой.
Текущие исследования
Они проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа
и контроля за разработкой.
Специальные исследования
Они проводятся для определения отдельных параметров,
обусловленных специфическими условиями данного месторождения. К специальным исследованиям относятся комплексные
исследования газоконденсатных скважин с определением, кроме
гидродинамических характеристик, изменения соотношения
между газовой и жидкой фазами и их состава и др.
Комплексные исследования
Они основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе
определений физико-химических характеристик газа, воды,
агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях
и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные
данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики.
53
9.4. Параметры, определяемые по методу установив-
шихся отборов
Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов,
базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах и позволяет определить следующее:
1. Зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давле-
ния на устье.
2. Изменение забойного и устьевого давлений и температур
от дебита скважин.
3. Оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограни-
чений.
4. Уравнение притока газа к забою скважины.
5. Коэффициенты фильтрационного сопротивления, приме-
няемые для определения продуктивной характеристики скважины
и призабойной зоны пласта, расчета технологического режима и
оценки эффективности методов интенсификации притока газа.
6. Абсолютный и свободный дебиты газа, используемые для
оценки возможностей пласта и скважины.
7. Условия разрушения ПЗП, скопления примесей на забое
и их выноса из скважины; количество выносимых твердых частиц и жидкости (воды и конденсата) в зависимости от депрессии на пласт.
8. Технологический режим работы скважин с учетом раз-
личных факторов.
9. Изменение давления и температуры в стволе скважины в
зависимости от дебита.
10. Коэффициент гидравлического сопротивления труб.
11. Эффективность таких ГТМ, как интенсификация, креп-
ление ПЗП, дополнительная перфорация, замена фонтанных
труб и другие.
Вопросы для самопроверки
1. На чем основаны методы ГГДИ?
2. Главная задача ГГДИ.
3. Классификация ГГДИ по назначению.
54
10. ВИДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ
РАБОТЫ СКВАЖИН
План
10.1. Обзор основных видов технологических режимов работы
скважин.
10.2. Установление оптимального технологического режима.
10.1. Обзор основных видов технологических режимов
работы скважин
Под технологическим режимом эксплуатации газовых
скважин понимаются определенные условия движения газожидкостной смеси в призабойной зоне пласта и стволу скважины,
характеризуемые определенными значениями дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые естественными
ограничениями, которые можно подразделить на: геологические, технологические, технические и экономические [5].
Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:
– деформация пористой среды при возникновении значительных депрессий (снижение проницаемости ПЗП в трещиноватых пластах);
– разрушение ПЗП при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных пластов – коллекторов;
– образование песчано-жидкостных пробок;
– образование гидратов в ПЗП и стволе скважины;
– обводнение скважин краевой и подошвенной водой;
– коррозия скважинного оборудования;
На основании анализа геолого-промыслового материала
выбирается определяющий ограничивающий фактор, при несоблюдении которого осложнится работа скважины, что может
привести к снижению дебита вплоть до полной ее остановки.
Если пласт представлен рыхлым слабосцементированным
коллектором, следует ожидать возможность его разрушения при
превышении допустимой депрессии (дебита).
55
Допустимая депрессия на пласт устанавливается по результатам газодинамических исследований скважин (ГДИС) на
установившихся режимах. В диапазоне создаваемых депрессий
проводится наблюдение за выносом породы. В случае если количество песка в продукции при прямом ходе изменения диафрагмы от режима к режиму снижается, это может свидетельствовать об очищении призабойной зоны пласта от продуктов
бурения и освоения. В противном случае (при увеличении количества выносимой породы) это означает, что идет разрушение
скелета пласта. По этим параметрам определяется критический
(максимально возможный) дебит, при котором необратимого
процесса разрушения не происходит.
При несоблюдении допустимых параметров призабойная
зона пласта (ПЗП) разрушается, происходит осыпание породы
на забой и впоследствии образуется песчано-глинистая пробка.
Исходя из вышеуказанного, все эти факторы, влияющие на
режим работы скважины в газопромысловой практике, оцениваются следующими критериями:
– постоянный градиент давления на
пласт;
– постоянная депрессия на пласт;
– постоянное забойное давление;
– постоянный дебит;
– постоянное устьевое давление;
– постоянной скорости движения.
На основании результатов комплексных исследовательских
работ и данных эксплуатации скважин определяются базовые
критерии или факторы.
1. Предельное значение в режиме эксплуатации скважины
градиента давления определяется специальными исследованиями, позволяющими получить зависимости значения ,
и количеством выносимого песка при существующей конструкции скважины и исследование образцов горной породы в лабораторных условиях на разрушение.
56
Режим постоянного градиента давления на стенке скважи-
ны можно представить выражением следующего вида
или ; (10.1)
. (10.2)
Если ψ = Const, то давление на забое скважины будет
. (10.3)
Градиент давления при одной и той депрессии на продуктив-
ный пласт может быть различным, обуславливается свойствами
пористой среды и фильтрующихся в ней флюидов (рис. 10.1).
Согласно представленным на рис. 10.1 зависимостям мак-
симальный градиент давления находится в зоне примыкающей к
стенке скважины. Таким образом, если у стенки скважины достигается устойчивость горной породы за счёт правильного выбора градиента давления, то за ее пределами она также будет
обеспечена.
Рис. 10.1. Определение градиента давления в продуктивных пластах
различной проницаемости: 1, 2 – пласты различной проницаемости
57
Технологические режимы работы газовых скважин должны
соответствовать следующим величинам:
– неустойчивые коллекторы – МПа/м;
– слабоустойчивые коллектора – 1,0 МПа/м;
– среднеустойчивые коллектора – МПа/м;
– устойчивые коллектора – МПа/м;
– высокоустойчивые неразрушающиеся коллектора –
МПа/м.
2. При деформации продуктивного пласта, вызывающей
снижение проницаемости ПЗП, и при обводнении скважины подошвенной водой в промысловой практике реализуется режим
постоянной депрессии на продуктивный пласт. Математически
этот режим записывается выражением следующего вида:
. (10.4)
Из двухчленной формулы дебит скважин описывается
уравнением следующего вида:
. (10.5)
Из этого уравнения следует, что при режиме постоянной
депрессии на пласт и снижении пластового давления дебит газовой скважины во времени будет уменьшаться.
Если установленная депрессия на пласт не вызывает обвод-
нение скважины, то её значения определяется по индикаторной
диаграмме, полученной по результатам исследований методом
установившихся отборов (рис. 10.2).
Зависимость дебита скважины от депрессии на пласты с
различной проницаемостью характеризуется:
– практически линейная зависимость дебита от депрессии
(высокопродуктивные коллектора);
– с ростом депрессии после некоторой величины происхо-
дит снижение фильтрационных свойств и интенсивности роста
дебита;
– скважина эксплуатирует низко продуктивный пласт, где с
ростом депрессии снижаются фильтрационные свойства ПЗП и
58
при значительных депрессиях наблюдается некоторое снижение
дебита.
Рис. 10.2. Зависимость дебита скважины от депрессии на пласты
с различной проницаемостью
В случае обводнения газовой скважины, значение допустимой депрессии, прежде всего, определяется свойствами пластовых флюидов (газа, воды и нефти), величиной вскрытия продуктивного пласта (нижняя граница перфорации), вертикальной
проницаемостью, активностью подошвенной воды – скоростью
продвижения ГВК.
3. Режим постоянного забойного давления более чаще при-
меняется в случае разработки недонасыщенных газоконденсатных месторождений.
Из двухчленной формулы дебит скважин описывается
уравнением следующего вида:
. (10.6)
4. Режим постоянного дебита газа применяется в условиях
плотных коллекторов.
59
В этом случае забойное давление и депрессия на пласт
определяются из формул следующего вида
; (10.7)
. (10.8)
При реализации этого режима эксплуатации скважины депрессия на пласт ΔР возрастает.
При достижении максимально допустимой депрессии ΔР =
ΔР
следует переходить на новый технологический режим,
мах.доп
например, постоянной депрессии или постоянного забойного
давления.
5. Для выноса примесей из интервала перфорации целесо-
образно применять режим постоянной скорости потока.
; (10.9)
. (10.10)
При выполнении линейного закона фильтрации дебит газовой скважины во времени определя-
ют по формуле следующего вида:
. (10.11)
6. Режим постоянного устьевого давления обычно исполь-
зуется непродолжительное время и не с самого начала разработки месторождения. Этот режим желательно реализовывать, когда необходимо поддерживать давление, при котором система
промысловой подготовки газа (осушки) обеспечивает требуемые
кондиции газа.
Режим постоянного устьевого давления описывается выражением вида
. (10.12)
Тогда из двухчленной формулы притока газа к скважине получим значение дебита для данного типа
режима эксплуатации скважины.
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]