2.3 Газогидродинамические исследования газовых скважин на установившихся режимах фильтрации на гкм медвежье

Основными задачами исследований газовых скважин газодинамическими методами являются:

-определение геолого-физических параметров пород в призабойной зоне вокруг ствола скважины продуктивного пласта;

-изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

-контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Газодинамические исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные. Первичные или базисные исследования обязательны на всех добывающих скважинах, вводимых в эксплуатацию. При первичных исследованиях определяются такие параметры, как статическое давление на устье, пластовое давление, забойное давление на различных режимах работы скважины, дебит скважины [2].

Особое значение в процессе разработки месторождения имеют текущие и специальные исследования. Основные задачи текущих исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки месторождения и осуществлении оперативного контроля за работой системы добычи газа.

Текущие исследования должны проводиться во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима работы и проверки параметров призабойной зоны пласта.

Полученные данные будут использоваться для определения мероприятий по увеличению дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора, уточнения текущих запасов газа, контроля и регулирования системы разработки залежи.

По результатам текущих исследований определяются следующие параметры:

-условно-статическое пластовое давление;

-текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

-коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

-коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов;

-приведенный радиус скважины;

-количественное соотношение жидкой фазы и механических примесей в потоке газа;

-коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

Специальные газодинамические исследования проводятся коллектором «Надым-2» по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют установить не только продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа механических примесей и пластовой жидкости при различных дебитах скважин.

Исследования коллектором «Надым-2» проводятся без выпуска газа в атмосферу.

В случае отсутствия шлейфа, а также в целях контроля газодинамические исследования проводятся через коллектор «Надым-1» или ДИКТ.

Ежегодно на месторождении проводится более трехсот газодинамических исследований как на стационарных режимах фильтрации (с использованием ДИКТа), так и с помощью коллектора «Надым-1» с целью контроля условий эксплуатации продуктивных отложений с точки зрения разрушения скелета пласта. В частности из проведенного в 2005 году 381 газодинамического исследования, 122 исследования проведены с использованием ДИКТа и 259 – коллектором «Надым-1» для контроля механических примесей и воды. По результатам этих исследований уточнены текущие значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. По отдельным скважинам или кустам коэффициент А изменяется от 0,060 х 10^-2 (скважина 821) до 2,5 х 10^-2 МПа²×сут/тыс.м³ (скважина 317), коэффициент В от 0,00028 х 10^-2 (скважина 410) до 0,205 х 10^-2 (МПа×сут/тыс.м³)² (скважина 317). Высокие значения коэффициентов характерны скважинам, в продукции которых присутствуют механические примеси. Так, например, при исследовании скважины 317 на всех режимах отмечалось наличие песка, удельное содержание которого изменялось от 463 до 1211 мг/м³.

На рисунке 2.7 показана принципиальная схема устьевого сепарационного уст­ройства «Надым-1», разработанного под руководством кандидата техни­ческих наук М.Н. Середы.

Рисунок 2.7 - Принципиальная схема устьевого сепарационного устройства «Надым-1»

На рисунке 2.7 указаны следующие элементы устьевого сепарационного устройства «Надым-1»:

1 - соединение;

2 - узел контроля входных параметров;

3 - ниппель;

4 - контейнер;

5 - завихритель;

6 - отбойники;

7 - кольцевая камера;

8 - завихритель второй ступени;

9 - кольцевая камера;

10 - корпус;

11 - каркас фильтропакера;

12 - отбойник;

13 - измеритель расхода газа;

14 - пробоотборное гнездо ПОУ-1-100;

15, 16 - полухомутовые соединения;

17, 18 - штуцеры контроля жидкости;

19 - термокарман;

20 - приварыш;

21 - ниппель;

22 - быстросъемное соединение;

23 - контейнер;

24, 25 - про­дувочные вентили;

26 - продувочная линия.

Общая технология исследований следующая. Исследования проводятся в два этапа на установившихся режимах фильтрации при прямом и обрат­ном ходе. При выборе режима следует учитывать, что факторами, огра­ничивающими дебит скважины, являются опасность гидратообразования (нижний предел), возможность срабатывания клапана-отсекателя, уста­новленного на забое (верхний предел). Первый режим определяется, исходя из рабочего дебита, который оценивается по рабочему давлению скважины и индикаторной диаграмме предыдущего исследования с учетом падения давления в пласте [2].

Перед каждым режимом открытием вентилей, установленных на кон­тейнерах (смотри рисунок 2.7), производится продувка последних через диафрагменный измеритель в течение двух минут в целях удаления влаги и механических примесей. При длительных работах на каком-либо режиме возможен отбор механических примесей и жидкости с применением нескольких контейнеров без остановки скважины. Время работы на режи­ме определяется постоянством количественного содержания механических примесей и жидкости в газовом потоке и должно составлять не менее двух часов на одном режиме.

За критерий оценки режима работы скважины принято удельное содержание механических примесей и капельной влаги в потоке газа, отобранного на устье. В качестве определяющих максимально допусти­мый дебит приняты следующие значения критерия: по содержанию механических примесей — 5 мг/нм³, по капельной влаге — 2 см³/нм³ [2].

При содержании механических примесей до 5 мг/н.м³ и жидкости до 20 см³/н.м³ исследование состоит в последовательном увеличении расхода и опре­делении максимально допустимого технологического режима работы сква­жины, при этом цикл исследований проводится на пяти режимах прямого и трех режимах обратного хода. Если содержание механических примесей и жидкости превышает допустимые значения, производится уменьшение расхода газа путем замены диафрагмы на коллекторе. Если с увеличением интенсивности режимов контрольного хода происходит уменьшение количества механических примесей и влаги, то это свидетельствует о скоплении механических примесей и жидкости на забое скважины. Тогда необходимо произвести продувку скважины [2].

Результаты замеров устьевых давлений, температуры, расхода, коли­чества механических примесей и жидкости заносятся в акт исследований эксплуатационной скважины. Пробы, отобранные в процессе исследо­ваний, также документируются с обязательным указанием даты отбора, номера скважины, диаметра рабочей диафрагмы, времени работы на режиме. Если в потоке газа содержатся продукты разрушения призабойной зоны пласта или жидкость, то для определения вида ремонтных работ необходимы контрольные специальные исследования. По результатам строятся графики зависимости удельного содержания механических приме­сей и капельной влаги в потоке газа от дебита [2].

Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжи­тельность периода работы скважины до проведения повторных специаль­ных исследований определяются с учетом характера индикаторных кри­вых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований [2].