Исследование скважин

 

 

 

 

 

              

 

Оглавление

Введение 3

1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах 6

2.Технология проведения исследований 7

3. Обработка результатов исследований 10

3.1.Определение давлений и расхода газа 10

3.2.Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В 13

Заключение 18

Список литературы: 19

 

 

Введение

 

Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в  литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды.

В 1929 г. Пирс и Роулинс описали метод противодавлений. После усовершенствования этого метода Горное Бюро США приняло его в качестве официального метода исследования газовых скважин. В 1935 г. Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследований большого числа газовых скважин.

Метод Роулинса и Шелхардта  получил повсеместное распространение  и используется до настоящего времени.

Большой вклад в развитие теории и практики исследования газовых  скважин в нашей стране внесли Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, Э.Б. Чекалюк, С.Н. Бузинов, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др.

Исследование скважин  проводят в процессе разведки, опытной  и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией .

Исследование пластов  и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют по кернам.    При комплексном применении все эти методы взаимно дополняют друг друга. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта, непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность представить их послойное распределение по мощности пласта. При помощи гидродинамических методов находят, как правило, средние параметры призабойной зоны и более удаленных участков пласта.

Гидродинамические методы исследования включают изучение условий движения газа в пласте и стволе скважины.

Гидродинамические методы определения  параметров пласта основаны на решении  так называемых обратных задач гидрогазодинамики  и подразделяются на исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Большое будущее принадлежит  комплексным исследованиям, основанным на гидродинамических и геофизических методах, и проведению гидродинамических исследований на базе геофизической техники. Термометрические исследования наряду с изучением температурного режима скважины, призабойной зоны и пласта позволяют выяснить величины, эффективных мощностей, распределение дебитов по отдельным интервалам пласта, параметры пласта, положение контакта газ – вода и места утечек газа при нарушении герметичности колонн.

Большое значение приобретает  вопрос о сопоставлении параметров пласта, определяемых с помощью геофизических  и промысловых гидрогазодинамических методов, что позволяет получать более достоверные характеристики пласта, чем дает сравнение геофизических данных с керновым материалом.

К специальным видам исследования относятся, например, комплексные исследования газоконденсатных скважин, где определяются изменение соотношения между газовой и жидкой фазами и их состав при различных гидродинамических и термодинамических условиях при помощи передвижных установок, предусматривающих подогрев и охлаждение исследуемого газа.

Методы исследования скважин  могут быть подразделены на следующие виды:

1. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;

2. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:

 кривых восстановления  давления во время остановки  скважины;

 кривых перераспределения  дебита газа при постоянном  давлении на забое или устье;

 кривых перераспределения  забойного давления при постоянном  дебите газа.

Содержание и объем  исследовательских работ зависят  от назначения геолого-технических  условий.

По своему назначению испытания  газовых скважин подразделяются на следующие:

1. Первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т.е. максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;

2. Текущие исследования применяют для установления и уточнения технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);

3. Контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;

4. Специальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных условиях работы скважины.

       1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах

 

Стандартные исследования газовых  скважин проводят с целью определения следующих параметров:

1. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;

2. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.

                           

             2.Технология проведения исследований

 

Исследование газовых  скважин при установившихся режимах  проводится в следующем порядке.

Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.

В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают рабочую задвижку на струне , пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований,останавливают скважину.

В ДИКТе устанавливают  диафрагму с большим диаметром  калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.

Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.

По давлению и температуре  газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.

По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

 

                                                                                                                                                                                                                                 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1.Схема расположения измерительных приборов и оборудования при испытании ДИКТом. 

 

1 – диафрагменный измеритель  критических течении (ДИКТ)

2 – породоуловитель;

3-6 манометры

 

           
 

      3. Обработка результатов исследований

         3.1.Определение давлений и расхода газа

 

Обработка результатов исследований скважин начинается с определения  забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г./см³), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа

 

 

 – давление на забое;

 – давление неподвижного  столба на устье.

 

 

 – относительная плотность  газа;

 – глубина скважины до  расчетного уровня, м;

 – среднее по высоте  значение коэффициента сжимаемости  газа;

 – средняя по скважине  абсолютная температура газа, К.

Если по той или иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а его  давление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать по формуле

 

         и – абсолютные давления на забое и на устье, МПа;

 – расход газа, м³/с;

 

. (7.4)

 

 – определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения =0,014 – 0,025;

 – определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;

 – внутренний диаметр фонтанных  труб, м.

При движении газа по кольцевому пространству в формуле (7.3) следует использовать эквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площади кольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:

 

, (7.5)

 

 – внутренний диаметр внешней  трубы;

 – наружний диаметр внутренний трубы;

 – площадь сечения трубы.

При движении газа по кольцевому сечению несколько изменяется и  . Учитывают это обстоятельство обычно умножением на поправку .

Из скважины обычно выходит  газ с капельной жидкостью. В  этом случае имеет значения меньшие, чем те, которые определяются для сухого газа и составляют 0,018 – 0,014.

После того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) (см. рис.2), измерителя некритического течения и трубки Пито.                                        Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1. с помощью прижимной гайки 2. Давление перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.

 

Рис.2. Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)

 

Расход газа определяется по формуле

 

 

 – давление до диафрагмы,  МПа;

 – коэффициент расхода  зависящий от диаметра и формы  диафрагмы

 – относительная плотность  газа;

 – абсолютная температура  газа до диафрагмы;

 – коэффициент сжимаемости  газа.

Если газ, добываемый из исследуемой  скважины, поступает в газопроводную систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем некритического течения (метод сужения).

Перепад давления на диафрагме  в основном определяют поплавковыми дифманометрами ДМ – 3573, ДМ – 3574 и ДМ и др.

Трубка Пито представляет собой простой, но достаточно точный прибор, используемый для измерения скоростного напора струи газа в заданной точке потока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных или неконтролируемых потоков газа.