Список літератури

1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руковод­ство. В 2-х т./Под ред. Ю.П.Коротаева, Р.Д.Маргулова.-М.:Недра,1984. Т. 1 - 360с., т. 2 -288с.

2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин/Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева.- М.: Недра,1980. - 301с.

3. Коротаев Ю.П. Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. -М.гНедра, 1984.-487С.

4. Технология добычи природных газов /Под ред. А.Х.Мирзаджанзаде.-М.: Недра,

1987.-414 с.

Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин

19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин

Дослідження газових свердловин проводиться з метою одержання вихідних даних для складання проекту розробки родовища, вибору технологічного режиму експлуатації сверд­ловин, аналізу і контролю за розробкою родовища, а також виявлення окремих факторів, які впливають як на продуктивну характеристику свердловин, так і на умови експлуатації свердловин і родовища в цілому.

Газогідродинамічні методи дослідження свердловин і продуктивних горизонтів основані на залежності процесів перерозподілу в пласті тиску і витрати флюїда від колекторських властивостей пласта і складу продукції свердловини. Одержуючи по свердловинах кількісну характеристику цих процесів і обробляючи експериментальні залежності за допо­могою відповідних аналітичних методів, визначають такі характеристики продуктивного пласта:

середньозважений по всій зоні впливу свердловини параметр провідності пласта

ємнісну характеристику пласта m/z;

ступінь неоднорідності пласта;

коефіцієнти фільтраційних опорів, які залежать від умов розкриття пласта, його пара­метрів і т.п.;

максимально допустимий дебіт свердловини з точки зору запобігання руйнування при-вибійної зони пласта і утворення водяного конуса.

Дослідження газових свердловин проводять:

в умовах практично стаціонарного руху газу при різних режимах роботи свердловин;

в умовах нестаціонарного руху газу в пласті, коли знімаються криві наростання тиску на вибої свердловини при її закритті або криві стабілізації тиску і дебіту після пуску сверд­ловини в роботу.

473

19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації

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;

коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної 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 . Здебільшого індикаторна лінія має форму параболи, що проходить через початок координат (рис. 19.1). Для визначення коефіцієнтів А і В з формули припливу газу з пласта в стовбур свердловини (18.16) існує декілька методів обробки результатів дослідження.

Рис. 19.1. Індикаторна крива для газової свердловини

Графічний метод визначення А і В при відомому пластовому тиску. За результатами дослідження свердловини для кожного режиму обчислюють а потім буду-ють графік залежності (рис. 19.2). Коефіцієнт А визначається як відрізок, який відтинається одержаною прямою на осі орди­нат, а коефіцієнт В - як тангенс кута нахилу прямої до осі абсцис.

Графічний метод визначення А і В при невідомому пластовому тиску. В тих випадках, коли пластовий тиск з якихось при­чин визначити неможливо (наприклад, коли тиск на

Рис. 19.2 Графік залежності Рис. 19.3. Графік залежності

від q від

474

вибої свердловини відновлюється до пластового дуже довго), результати досліджень оброб­ляють графічним способом в координатах

від

Тут і - 1, 2,3, ...,т; п — порядковий номер режиму;т — число режимів.

Результати дослідження, оброблені в цих координатах, розміщуються на прямій (рис.19.3), яка відтинає на осі ординат відрізок, рівний А, і має кут нахилу до осі абсцис з тангенсом, рівним В.

Чисельний метод визначення А і В, коли відомий пластовий тиск. Коефіцієнти А і В обчислюють за формулами:

(19.1)

(19.2)

В формулах (19.1) і (19.2) беруть суму по всіх виміряних при дослідженні сверловини значеннях і

Чисельний метод визначення А і В, коли невідомий пластовий тиск. В цьому випадку коефіцієнти А і В обчислюють за формулами:

(19.3)

(19.4)

У співвідношеннях (19.3) і (19.4) — число сполучень, яке визначається за формулою

Формули (19.1) і (19.2) можна застосовувати тільки в тих випадках, коли свердловина досліджувалась не менше ніж на 15 режимах. В іншому випадку обчислені коефіцієнти А і В можуть бути далекими від істинного значення, особливо при великому розсіюванні точок.

475

Знайшовши коефіцієнти А і В методами, описаними вище, можна далі обчислювати пластовий тиск за формулою

(19.5)

Деякі види аномальних індикаторних кривих та їх інтерпретація. В результаті якісно проведених досліджень встановлюють зв'язок між різницею квадратів пластового і вибійного тисків і дебітом газу який виражається двочленною формулою

(18.16). У деяких випадках одержана залежність відрізняється від двочленної, що може бу­ти викликано неточними визначеннями пластових і вибійних тисків внаслідок їх неповної стабілізації, наявності води на вибої свердловини та іншими причинами. В таких випадках рекомендується використовувати наближені методи обробки результатів дослідження.

При дослідженні свердловини пластовий тиск не повністю відновився. Припустимо, що розрахований за формулою (18.27) пластовий тиск відрізняється від істинного на величину Тоді

(19.6)

де — розрахований пластовий тиск.

В цьому випадку рівняння припливу газу матиме вигляд

(19.7)

де

Залежність від (рис.19.4) не проходить через початок координат, а відтинає на осі ординат відрізок, рівний

Щоб знайти графічним методом коефіцієнти А і В, на індикаторній кривій (рис.19.4) визначають відрізок і будують графік залежності від (рис. 19.5, лінія 1). Одержана пряма відтинає на осі ординат відрізок, рівний А. Тангенс кута нахилу цієї прямої до осі абсцис дорівнює коефіцієнту В.

Після цього можна знайти дійсний пластовий тиск за формулою

(19.8)

Рис. 19.4. Індикаторна крива при Рис. 19.5. Графіки залежностей:

неточному визначенні пластового тиску

476

Звідси випливає практично важливий висновок. Якщо пластовий тиск невідомий, то можна взяти довільну величину і обробити дані дослідження свердловини за описаною вище методикою.

При дослідженні свердловини тиск на її вибої не стабілізувався. Якщо ми впевнені в тому, що пластовий тиск заміряний точно, а індикаторна лінія має фор­му, показану на рис. 19.6, то це означає, що тиск на вибої свердловини на кожному режимі завищений. Припустимо, що тиск на вибої свердловини відрізняється від дійсного на вели­чину тобто

(19.9)

Тоді рівняння припливу газу буде мати вигляд

(19.10)

_де

Результати дослідження свердловини обробляють таким чином:

1. Будують індикаторну криву в координатах і і визначають як відрізок, що відтинається на осі ординат при = 0 (рис. 19.б);

(19.11)

2. Знаючи можна відшукати

(19.12)

3. За знайденим і формулою (19.10) визначають величину для кожного режи­му. Представляючи результати досліджень в координатах від одер­жують пряму лінію (рис. 19.7, лінія 1), яка відтинає на осі ординат відрізок, рівний ко­ефіцієнту А. Тангенс кута нахилу цієї прямої до осі абсцис рівний коефіцієнту В.

В свердловині є рідина, яка надходить у пласт при зупинці свердловини. В цьому випадку тиск на вибої свердловини, обчислений за величиною нерухомого сто­впа газу, буде занижений на величину тобто

(19.13)

Рис. 19.6. Індикаторна крива при неточ- Рисю19.7. Графік залежностей:

ному визначенні вибійних тисків

477

Індикаторна крива в цьому випадку має вигляд, показаний на рис. 19.8, і описується рівнянням

(19.14)

де С =

Індикаторна крива відтинає на осі ординат відрізок Вимірявши на графіку величину цього відрізка, знаходять поправку

(19.15)

За за допомогою (19.14) шукають поправку С для кожного режиму. Результати дослідження свердловини зображають у вигляді графічної залежності від за якою знаходять коефіцієнти фільтраційних опорів А і В (рис. 19.9, лінія 2).

Методика обробки результатів дослідження свердловини з урахуванням зміни реаль­них властивостей газу залежно від тиску. У наведених вище формулах для обробки ре­зультатів дослідження при стаціонарних режимах фільтрації коефіцієнти динамічно! в'яз­кості і надстисливості газу прийняті постійними. Для газових родовищ з пластовим тис­ком менше 10-12 МПа і невеликими депресіями ( 0,9) таке припущення не приводить до великих похибок. В усіх інших випадках індикаторну криву потрібно обробля­ти, користуючись формулою, яка враховує зміну μ і Z від тиску:

(19.16)

ле

— коефіцієнт динамічної в'язкості газу при , і - коефіцієнт динамічної в'язкості газу при і ' ; - коефіцієнт динамічної в'язкості газу при і ;

Рис. 19.8. Індикаторна крива при заниже- Рис. 19.9. Графік залежностей:

них значеннях вибійних тисків

478