Методика промислових досліджень.

Залежно від стадії освоєння родовища і характеристики газоконденсатної системи вибирається методика дослідження свердловин на газоконденсатність.

У період розвідки родовища при підготовці вихідних даних для підрахунку запасів газу і конденсату використовується методика одноступінчатого розділення.

В процесі дослідно-промислової експлуатації родовища для отримання вихідних даних, необхідних для проектування розробки родовища, застосовують двохступінчату сепарацію газу.

Після встановлення в сепараторі наміченої температури і тиску продувають газом збірник конденсату і приступають до досліджень.

Сирий конденсат, що нагромаджується в нижній частині термостатного сепаратора, заміряють за допомогою кранів 13, вмонтованих в стінку сепаратора.

За кількістю пройдених через лічильник газу 9 і нагромадженого в збірнику конденсату визначають вміст конденсату в газі (в см³/м³).

Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації, яке часто називають методом усталених відборів, базується на зв’язку між усталеними тисками на вибої і дебітами газу – при різних режимах роботи свердловини.

Ці дослідження дають змогу визначити такі параметри:

• залежність дебіту газу від депресії на пласт і тиску на гирлі свердловини;

• коефіцієнт фільтраційних опорів при вибійної зони пласта;

• кількість рідких і твердих домішок, які виносяться з газом на різних режимах;

• умови руйнування привибійної зони, нагромадження і виносу твердих і рідких частинок;

• коефіцієнт гідравлічного опору труб;

• ефективність різних ремонтно–профілактичних робіт;

• технологічний режим експлуатації свердловин з врахуванням різних факторів.

Інтерпретація результатів дослідження свердловин.

За результатами дослідження свердловини будують індикаторну лінію (залежність від q). Здебільшого індикаторна лінія має форму параболи, що проходить через початок координат. Для визначення коефіцієнтів А і В в формули приплив газу з пласта в стовбур свердловини існує

,

А, В – коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта.

Є кількість методів обробки результатів дослідження.

графічний метод визначення А і В при відомому пластовому тиску.

За результатами дослідження свердловини для кожного режиму знаходять , а також будують графік залежності .

Коефіцієнт А визначається як відрізок, який відтинається одержаною прямою на осі ординат, коефіцієнт В – як тангенс кута нахилу прямої до осі абсцис.

Дослідження свердловин на неусталених режимах фільтрації полягає в реєстрації зміни тиску та припливу у свердловині після припинення відбору чи закачування або створення депресії чи репресії на пласти.

Найбільш поширеними у промисловій практиці є: метод гідропрослуховування, в осно­ву якого покладено залежність між зміною тиску в спостережній свердловині після зміни режиму роботи збуджуючої свердловини (пуск у роботу, зупинка відбору чи закачування); метод відновлення тиску (рівня) у самій збуджуючій свердловині після зміни режиму робо­ти свердловини або після припинення закачування чи відбору.

Графіки зміни тиску на вибої свердловини після припинення закачування чи відбору дістали назву кривих відновлення тиску (КВТ).

Технологія одержання КВТ передбачає; замір вибійного, буферного і затрубного тисків перед зупинкою свердловини; припинення відбору чи закачування; постійна реєстрація зміни вибійного, буферного та затрубного тисків протягом деякого часу після закриття свер­дловини до їх стабілізації.

Тривалість реєстрації КВТ залежить від колекторських властивостей пластів і може ста­новити від декількох годин до декількох діб, а для пошукових і розвідувальних свердловин визначається тривалістю відновлення вибійного тиску до пластового.

Найбільш простий аналітичний вираз кривої відновлення тиску одержано для доскона­лої свердловини в необмежених пластах, зупиненої після відбору продукції чи закачування води на усталеному режимі, або ж після відбору чи закачування (переважно для розвідувальних та пошукових свердловин) протягом деякого відрізку часу Т:

для свердловин з обмеженим часом роботи:

(14.13)

для свердловин, закритих після відбору чи закачування на усталеному режимі фільтрації:

(14.14)

де - інтегральна експоненціальна функція; - дебіт перед зупинкою свердловини, м³/доб; Т - тривалість відбору чи закачування; - поточний час після закриття свердлови­ни; Відомо багато методів обробки кривих відновлення тиску, наприклад метод Хорнера. З урахуванням величини функції при значеннях аргументу рівняння (14.13) з достатньою для практичного застосування точністю записується

де - поточний вибійний тиск у свердловині на момент часу після її закриття.

Графічним зображенням залежності (14.15) є пряма з кутовим коефіцієнтом нахилу, обернено пропорційним гідропровідності пластів, яка відтинає на осі тисків відрізок, що дорівнює пластовому тиску.

На основі кривої відновлення тиску визначають: гідропровідність пластів,

проникність і п'єзопровідність пластів,

скін-ефект

(14.18)

де - тиск вибійний в кінці припливу або перед закриттям свердловини; Т - час роботи свердловини, хв;

- поправочний коефіцієнт для розрахунку скін-ефекту

додаткові втрати депресії при наявності скін-ефекту:

(14.19)

відношення продуктивності (ВП)

потенційний коефіцієнт продуктивності

(14.21)

радіус привибійної зони, см,

(14.22)

де t - відрізок часу, рівний тривалості відновлення тиску у привибійній зоні свердловини.

Метод дотичної. При малих значеннях аргументу рівняння (14.14) на­буває вигляду

(14.23)

або

Графічне зображення залежності (14.24) використовують для визначення параметрів пластів, прямолінійний кінцевий відрізок якої або ж дотична до кінцевого відрізку характе­ризують фільтраційні опори:

де - тривалість відновлення пластового тиску, хв.

Незважаючи на простоту обробки, методи Хорнера та дотичної мають ряд недоліків, які негативно впливають на точність визначення параметрів пластів. Головними з них є довільність у проведенні дотичної до кінцевого відрізка графіка КВТ та порушення залежностей (14.13) і (14.14) внаслідок немиттєвого припинення припливу з пластів у свердловину після її закриття. Тому описані вище методи використовують переважно для обробки кінцевих прямолінійних відрізків КВТ, які характеризують фільтраційні параметри віддалених від свердловини зон пластів.

Для детальнішого визначення фільтраційних параметрів пластів на основі початкових участків КВТ розроблено і використовується декілька методів обробки графіків відновлення тиску з урахуванням припливу у свердловину після її зупинки.

Залежно від способу обліку припливу методи діляться на диференційні, диференційно-інтегральні та інтегральні.

Об'єм припливу у свердловину, м³, після її зупинки визначають за допомогою глибин­ного дебітоміра або ж розраховують на основі відновлення вибійного, буферного і затрубного тисків за формулою

(14.28)е F_Tp - площа внутрішнього переріз насосно-компресорних труб; трубного простору, м²; -густина нафти, кг/м;³ - приріст тиску протягом часу t після закриття свердловини відповідно вибійного, буферного і затрубного, МПа.

На основі об'єму припливу визначають поточні дебіти: середній та миттєвий

Диференційний метод Борисова. В основу методу покладено розв'язок Маскета для точкового стоку в необмеженому пласті при змінному дебіті

• -дебіт свердловини перед її закриттям, м³/добу.

На основі кривої відновлення тиску, використовуючи формули (14.16) - (14.21), визна­чають параметри пластів.

Метод Чарного-Умріхіна базується на розв'язуванні диференційного рівняння Маскета для припливу рідини з необмеженого пласта у свердловину при змінному в часі дебіті:

Графік відновлення тиску в координатах згідно з рівнянням (14.30) є пряма, кутовий коефіцієнт нахилу якої до осі характеризує гідропровідність пластів:

а за величиною відрізка, який відтинає пряма на осі абсцис (х₀), визначають комплекс Інші параметри знаходять за формулами (14.17)-(14.21).

Інтегральний метод УкрНДГРІ. В основу методу покладено розв'язок Чекалюка для радіального припливу при змінному дебіті з необмеженого пласта у свердловину обмежено­го радіусу :

Основним розрахунковим рівнянням методу є

де - інтеграл Дюамеля; - функція припливу при одиничній депресії,

Підставляючи значення функції припливу з рівняння (14.32), одержуємо кінцеву фор­мулу для визначення фільтраційних параметрів пластів за методом УкрНДГРІ

де

Крива відновлення тиску в координатах буде відображенням фільтраційних опорів у пластах на шляху радіального стоку продукції до свердловини перед її закриттям. Для однорідних пластів залежність (14.34) буде пря­молінійною, за нахилом якої до осі часу визначають гідропровідність пластів:

а за величиною відрізка що відтинається нею на осі абсцис, знаходять комплексний па­раметр

Метод простежування рівня - основний метод дослідження нефонтануючих свердло­вин і полягає у простежуванні зміни рівня у свердловині після його зниження.

На основі одержаної інформації визначають об'єм припливу та параметри пластів: се­редній q(t) та поточний q(t) дебіти при динамічному рівні H(t) ; середній коефіцієнт продук­тивності - ті ; статичний рівень (пластовий тиск) - ; гідропровідність пластів - .

Розрахунок параметрів пластів проводиться на основі кривої припливу у свердловину після створення депресії.

Приплив рідини у свердловину після зниження рівня визначають з використанням за­лежності

де q(t) - середній за час підняття рівня дебіт, м³/год; -площа поперечного перерізу труб­ного і затрубного просторів в інтервалі приросту рівня, cm²; - швидкість зро­стання рівня за час м/год.

На основі результатів простежування рівня будують графік швидкості зростання рівня та індикаторну діаграму.

У точці перетину лінії швидкості зростання рівня з віссю рівнів визначають статичний рівень , а за величиною її нахилу до осі рівнів Н_с визначають коефіцієнт продуктивності м³/(добу МПа).

При неможливості прямого заміру пластовий тиск визначають на основі статичного рівня за формулою

де - величина пластового тиску, МПа; - глибина заміру тиску, м; - статичний рівень, м; - середня густина рідини у свердловині, кг/м³; - температурний коефіцієнт зміни густини рідини; Г- геотермічний градієнт.

Лекція 16.

Технологічний режим експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних свердловин.

1. Підготовка свердловин до експлуатації.

2. Способи експлуатації свердловин.

Для того, щоб експлуатувати поклад при найбільшому дебіті, необхідно установити для неї робочий дебіт, найбільш доцільний з погляду технології, техніки та економіки, що забезпечує безперебійну, безпечну безаварійну роботу покладу. Для вибору й обґрунтування робочого дебіту введені поняття максимально припустимого і мінімально необхідного дебітів.

Максимально припустимий дебіт – це дебіт, при якому поклад може експлуатуватися без небезпеки руйнування, обводнення, вібрації і т.д. Перевищувати цей дебіт неприпустимо, тому що поклад буде обводнюватись, почне руйнуватися, можливі аварійні ситуації.

Мінімально необхідний дебіт – це дебіт, при якому забезпечується виніс з вибою рідини і твердих частинок, або не утворюються в стовбурі гідрати, парафін і солі.

Робочі дебіти укладаються в межах між максимально припустимими і мінімально необхідними.

На вибір та обґрунтування робочого дебіту впливає безліч взаємозалежних і взаємовиключаючих факторів. Визначає дебіт геологічна служба на термін до 3-х місяців. Також визначаються тиск на вибої, гирлі свердловини для фонтанних нафтових, газових та газоконденсатних свердловин, а також для механізованих свердловин. Технологічним режимом експлуатації свердловин називають сукупність показників і умов, що забезпечують можливий робочий дебіт і нормальну роботу устаткування свердловин і промислових споруджень.

При призначенні технологічного режиму враховуються результати досліджень всіх процесів, що відбуваються в системі «поклад-свердловина».

• у пуску і зупинці свердловини;

• у становлені, підтримці і контролю за заданим режимом експлуатації;

• у забезпеченні нормальної роботи устаткування в ускладнених умовах гідратоутворення, парафіновідкладення, обводнювання, виніс на вибій твердих частинок, солей;

• підтримці в справному стані контрольно-вимірювальних приладів.