Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
Физико-химические свойства природных газов и конденсата, их состав и классификация. Физические основы добычи газа, методы определения типа залежи. Способы исследования пластов и скважин. Оптимальный технологический режим эксплуатации газовых скважин.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 08.08.2012 |
| Размер файла | 1,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
3.1 Общие положения о ГДМ
Гидродинамические 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, газоконденсатных, нефтяных и водяных пластов и скважин ведется в процессе бурения, разведки структур, опытной и промышленной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ.
3.1.1 Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин
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, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Продуктивная характеристика скважины. Под продуктивной характеристикой скважины понимается совокупность следующих сведений:
1. Зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующая условия притока газа к забою скважины.
2. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и уравнение притока газа, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта и прогноза изменения дебита и давления во времени.
3. Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на пласт.
4. Зависимость дебита и устьевой температуры от давления на устье скважины.
5. Рабочие и максимально допустимые дебиты скважин, получаемые из анализа условий разрушения призабойной зоны скважины, скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и так далее
6. Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины.
7. Условия выноса жидкости (воды и конденсата), твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт.
8. Зависимость изменения во времени дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащая для определения периода стабилизации и параметров пласта.
9. Зависимость изменения во времени температуры и давления на забое, и на устье после закрытия скважины, используемая для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта.
10. Проницаемость (проводимость) призабойной и дренажной зон скважины.
11. Емкость дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность).
12. Неоднородность пласта (наличие зон резко ухудшенной проводимости пласта).
Классы ГДМ в зависимости от времени. Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).
3.1.2 Подготовка скважины к газо - гидродинамическим исследованиям
Порядок подготовки. Перед испытанием скважины вышедшей из бурения, необходимо освоить её, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такие фонтанные трубы, чтобы обеспечивался вынос потоком газа твёрдых и жидких примесей с забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в том, что продувка идёт при переменном (порядка 4-5 значений) диаметре шайб (штуцеров) с начало в прямом (начиная с минимального ), а потом обратном направлении. Как правило, в процессе продувки делают 2-3 цикла, затрачивая на каждый режим 30-40 мин, и осуществляя контроль за выносом примесей с помощью сепарационных установок Совпадение последующего цикла с предшествующим считается концом процесса очистки забоя, если нет других причин (например, приращение новых интервалов), влияющих на продуктивность скважины. Последнее проверяется в результате исследований глубинными дебитомером, шумомером, термометром.
3.2 Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)
3.2.1 Параметры, определяемые в методе установившихся 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:
зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;
изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин;
оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничений;
уравнение притока газа к забою скважины;
коэффициенты фильтрационного сопротивления, применяемые для определения продуктивной характеристики скважины и призабойной зоны пласта, расчета технологического режима и оценки эффективности методов интенсификации притока газа;
абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины;
условия разрушения призабойной зоны, скопления примесей на забое и их выноса из скважины; количество выносимых твердых частиц и жидкости (воды и конденсата) в зависимости от депрессии на пласт;
технологический режим работы скважин с учетом различных факторов;
изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита;
коэффициент гидравлического сопротивления труб;
эффективность таких ремонтно-профилактических работ, как интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, замена фонтанных труб и др.
3.2.2 Методика проведения испытаний газовых скважин
1. Составляют подробную программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование (диафрагменный измеритель, породоуловитель, манометры), монтируют их на скважине. Породоуловитель используется для определения количества твердых примесей.
2. Для очистки забоя от жидкости и твердых частиц скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве теми же приборами, что и при испытании. При этом надо учитывать возможный вынос из пласта значительного количества твердых частиц при высоких дебитах, что может явиться причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды - прорыва водяного конуса или языка в скважину.
3. Перед началом исследований методом установившихся отборов давление на устье скважины должно быть статическим рст. Исследование проводится, начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется по времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта.
После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в фонтанных трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления давления до рст также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по КВД (кривой восстановления давления).
Исследование скважин проводится не менее чем на 5--6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц.
Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости, твердых частиц, выносимых в процессе испытания на различных режимах, перед прибором устанавливается породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины. При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволяет определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции.
При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления нa различных режимах. Для сравнительно сухого газа и скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем. При наличии значительного количества влаги в продукции забойное давление по замерам на устье скважины в фонтанных трубах определяется приблизительно с использованием соответствующих коэффициентов сопротивления с учетом количества влаги в добываемом газе.
Если скважина перед началом испытания работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до рст, затем измерить давление и температуру с целью определения пластового давления. При наличии возможности образования столба жидкости на забое необходимо пользоваться глубинным манометром. При испытании газоконденсатных скважин для определения количества конденсата на различных режимах желательно использовать двухступенчатую сепарацию газа. Такая работа выполняется при помощи передвижных установок, если исследуемая скважина нс подключена к промысловому пункту подготовки газа.
4. Для контроля за качеством получаемых данных в процессе испытания проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой испытания повторяют.
3.2.3 Способы обработки индикаторной кривой
Уравнение притока. Уравнение притока газа к забою скважины
р2= р2пл - р2з =аQ+bQ2, (3.1)
характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа - уравнение параболы (рис.3.3, кр.1), называемой индикаторной кривой.
В уравнении (3.1) рпл и рз - пластовое и забойное давления; а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины; Q - дебит газа в тыс.м3/сут (при атмосферном давлении и Тст).
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений
; (3.2)
, (3.3)
где l - коэффициент макрошероховатости породы; С1 - С4 - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока; Rпр- приведённый радиус влияния скважины
; (3.4)
R - среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Qс - дебит скважины; Q - cуммарный дебит соседних скважин.
3.2.3.1 Обработка при установившихся режимах
Линеаризация уравнения притока и определение коэффициентов. Зависимость р2пл от Q не линейна (рис.3.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Таким образом, по результатам испытания для каждого режима вычисляют р2пз / Q, полученные значения наносят на график (рис.3.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэффициенты а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов.
3.2.3.2 Исследование скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита
Области применения и виды методов. Как следует из названия метода установившихся отборов, обязательным условием для него служит полная стабилизация давления и дебита на каждом режиме. Это условие достаточно быстро (от нескольких минут до нескольких часов на каждом режиме) выполняется на высокопродуктивных пластах. В случае пластов с низкой продуктивной характеристикой достижение полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и восстановление давления между режимами увеличивает до месяца и более продолжительность испытаний скважин. Поэтому для скважин, вскрывших низкопродуктивные пласты, разработаны модификации метода установившихся отборов, позволяющие существенно сократить продолжительность их испытаний. К числу таких методов относятся: изохронный, экспресс-метод, ускоренно-изохронный и монотонно-ступенчатого изменения дебита.
Изохронный метод. При каждом режиме скважина эксплуатируется одно и тоже время tp.. Ориентировочно величину данного времени (в часах) можно определить из формулы
fo 3, (3.10)
где fo=tр/rc2 - число Фурье; =kpпл/(m) - коэффициент пьезопроводности (см2/с); rc - радиус скважины в см; - вязкость в СПз; k - проницаемость в мкм2; pпл - пластовое давление в ата.
Методика проведения. После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Характерный вид стабилизации и восстановления давления при испытаниях скважины изохронным методом показан на рис.3.4.
Как видно из рисунка, после пуска скважины в работу на каждом режиме происходит неполная стабилизация с одинаковым временем tp.=const, с полным восстановлением до статического давления рст после каждого режима.
Обрабатывают полученную индикаторную кривую изложенным выше стандартным методом по формуле
По полученному коэффициенту b находят значение коэффициента а, характерного для установившегося процесса. Для этого на одном из средних режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления (рз.уст) и дебита Qуст
.
Если перед началом исследования скважина работала длительное время, то в качестве рз.уст и Qуст можно использовать соответствующие параметры данного режима.
Достоинства метода. По сравнению с методом установившихся отборов исследование скважин изохронным методом позволяет за счет сокращения продолжительности работы на режимах практически в два раза уменьшить общее время, требуемое для испытания таких скважин.
Недостатки метода. Необходимость восстановления давления до рст между режимами, требующего практически столько же времени, сколько и при полной стабилизации давления и дебита на режимах, в некоторых случаях снижает эффективность применения изохронного метода.
Ускоренно-изохронный метод. Если полное восстановление давления между режимами требует больших затрат времени, то следует применять модификацию изохронного метода -- ускоренно-изохронный метод. Сущность ускоренно-изохронного метода заключается в следующем.
Исследования на каждом режиме проводятся так же, как и в изохронном методе, с одинаковым временем работы tp. При переходе на другой режим скважину закрывают и выдерживают не до полного восстановления давления рст , а до некоторой величины русл (рис.3.4). Минимальное значение русл определяется из КВД, построенной в координатах рз - t, и соответствует точкам прекращения интенсивного роста давления.
Результаты исследования обрабатываются по формуле
. (3.12)
Экспресс-метод. Данный метод применяется, если остановка скважин при смене режимов для восстановления давления до статического приводит к длительному их простою
Сущность метода. Время tp работы и простаивания скважин между сменой режимов tв одно и тоже (20-30 мин). Характерный вид изменения давления во времени при испытании скважины экспресс-методом показан на рис.3.5.
Методика обработки. Индикаторную кривую обрабатывают по формуле
,
где рзn и Qn - забойное давление и дебит n - го режима; коэффициент - определяется из кривой нарастания давления; коэффициент Сn - для каждого режима определяется по формуле
n - число режимов, считая режимом и остановку скважины во время смены шайб (штуцеров), i = 1,2,...,n; Qi - дебит i -го режима.
Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов в отличие от экспресс-метода исключает необходимость остановки скважины между режимами.
Сущность метода. Перед исследованием скважина работает на одном режиме с полной стабилизацией давления руст и дебита Qуст. Дальнейший порядок исследования зависит от необходимости измерения статического давления рст .
Если рст. не измеряют, то после достижения полной стабилизации на одном режиме скважину останавливают на время t0 явно недостаточное для восстановления давления до пластового (на устье до статического рст). Величину t0 в среднем принимают равной t04 - 10 ч. В момент t0 измеряют забойное давление рз0 и температуру. Затем скважину пускают в работу на первом режиме с дебитом Q1 и продолжительностью tр на этом и последующих режимах с дебитами Q1<Q2<….<Qn. Время работы на режимах tр оценивается по формуле tр(0,08-0,2) t0 .Перевод на новый режим проводится практически без остановки скважины или с остановкой не более чем на 2-3 мин. Это условие можно выполнить за счет применения регулируемых штуцеров, задвижек-краников и тому подобное
Если после установившегося режима скважину закрывают для измерения статического давления рст, то после замера рст она вводится в работу с дебитом Q00,5Q1на время t0. Дальнейший порядок исследования аналогичен описанному.
Методика обработки. Обработка результатов проводится по двухчленной формуле, в которой в качестве пластового давления принимается давление на забое рз,0 в момент t0. Если скважина исследовалась без остановки на замер статического давления, то обработка результатов ведется в кординатах . Полученная прямая отсекает на оси ординат отрезок, равный а, и имеет угол наклона к оси абцисс Qp равный b.
Если скважина останавливалась для замера статического давления, то в уравнение индикаторной зависимости (в правую часть) добавляется слагаемое C*=aQ0+bQ02=const.
3.2.4 Влияние различных факторов на форму индикаторной кривой
Причины нарушения вида индикаторной кривой (ИК). Иногда получаемая зависимость отличается от двухчленной. Испытания в таких случаях необходимо повторить и, если это невозможно, то следует использовать приближённые методы обработки результатов исследования.
Если изменения k,l,h от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.
Исходя из изложенного, при обработке индикаторных кривых следует обратить внимание на
наличие в разрезе пропластков с различными пластовыми давлениями;
загрязнение призабойной зоны и возможное очищение этой зоны по мере роста депрессии;
возможность выпадения и накопления в призабойной зоне конденсата;
возможность образования песчаной или жидкой пробки;
величины давления и депрессии на пласт, способные существенно изменить свойства газа на различных режимах;
степень восстановления давления между режимами и стабилизации давления и дебита на режимах;
возможность образования конуса воды или нефти из нефтяной оторочки;
возможность образования гидратов.
3.2.4.2 Учет реальных свойств газа
Причины необходимости учета реальных свойств газа. Изменения давления и температуры на режимах приводят к изменению коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости, а, следовательно, из-за вариации коэффициентов сопротивления а и b к изменению формы индикаторной кривой. А именно, индикаторная кривая становится выпукла к оси Q (рис. 3.6, кр.3).
Поэтому при переменных и z от давления формула притока (3.1) не поддаётся обработке для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений.
Параметры, которые надо учитывать. Изменение температуры не пропорционально изменению депрессии, а намного меньше. В связи с этим, влияние изменения давления и температуры от режима к режиму на и z можно заменить на их изменение только от давления газа (изменение давления с 58,7 МПа до 25МПа приводит к уменьшению вязкости на 40%, а коэффициента сверхсжимаемости на 30%).
Нижние пределы давления и депрессии, с которых надо учитывать реальные свойства газа - Рпл >12 - 14 МПа, отношение рз/рпл < 0,9
Уравнение притока для реального газа
, (3.12)
где а/ и b/ идентичны соотношениям для а и b, при условии исключения из них сомножителей z.
Формулу (3.12) можно использовать для определения коэффициентов а и b, разделив правую и левую часть на Q.
3.2.4.3 Влияние изменения ёмкостных и фильтрационных свойств пласта от давления на форму индикаторных кривых
Параметры, определяющие фильтрационно-ёмкостные свойства пласта. Изменения коэффициентов пористости m, проницаемости k и макрошероховатости l от давления.
Факторы, влияющие на деформацию пласта при изменении депрессии. В целом степень деформации зависит от минерального состава пород, степени сцементирования частиц, слагающих породу, глубины залегания пласта, механических свойств коллектора, величины депрессии на пласт и др. Поэтому для каждой породы существуют свои реологические зависимости как в области упругой, так и пластичной деформации.
Степень и характер зависимостей фильтрационно-ёмкостных параметров от депрессии. Влиянием изменения пористости на ёмкостные параметры пласта можно пренебречь. При этом проницаемость коллекторов более сильно зависит от давления, чем их пористость. Изменения проницаемости коллекторов необходимо учитывать при фильтрации газа в глубокозалегающих залежах и создании значительных депрессий на пласт, а также при наличии трещиноватости. Зависимость коэффициента проницаемости трещиноватых коллекторов от перепада давления можно определить по формуле , где kт0 коэффициент проницаемости трещиноватой породы при начальном пластовом давлении; рпл.н начальное пластовое давление; р - текущее забойное давление; т коэффициент сжимаемости трещин.
Значительное изменение проницаемости (особенно в трещиноватых коллекторах) при изменении депрессии на пласт на различных режимах приводит к искажению результатов испытания.
Коэффициент макрошероховатости зависит от проницаемости и пористости и так как изменение давления незначительно влияет от пористости, то характер изменения l от давления приближенно можно принять таким же, как и коэффициента проницаемости от давления. В большинстве случаев по мере снижения давления коэффициенты k и l уменьшаются. Чем меньше проницаемость и макрошероховатость пород, тем меньше их изменение от давления. При этом наиболее выражена зависимость указанных параметров для трещиноватых пород. Уменьшение коэффициентов k и l с падением давления приводит к увеличению коэффициентов фильтрационного сопротивления Таким образом, индикаторная кривая вогнута к оси р2/Q (рис.3.6, кр.3).
Связь коэффициента шероховатости с пористостью и проницаемостью. Между шероховатостью, коэффициентами пористости и проницаемости существует следующая связь , где d эффективный диаметр частиц породы; коэффициент 12.10-5 в общем случае зависит от вида породы. При неизвестном гранулометрическом составе можно воспользоваться зависимостью l = mkn , где m и n численные коэффициенты, зависящие от вида породы (для терригенных слабосцементированных пород m = 0,425.10-9 и n = 1,45).
Уравнение притока в условиях изменения ,z,k и l от давления.
, (3.13)
где а* и b* идентичны соотношениям для а и b при условии исключения из них сомножителей z/k после подстановки вместо l соотношения
l = mkn (m = 0,425.10-9 и n = 1,45).
3.2.4.4 Влияние процессов загрязнения или очищения забоя скважины на форму индикаторной кривой
Процесс образования и разрушения пробки. Увеличение депрессии ведет к разрушению пород и образованию пробок, но в то же время скорость потока по мере увеличения депрессии на пласт растет. При наличии песчаной или жидкостной пробки увеличение скорости приводит к разрушению и постепенному уносу пробки.
Изменение индикаторной кривой при скапливании породы или жидкости на забое. Коэффициенты а и b также увеличиваются, и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных а и b. В координатах р2/Q от Q вместо прямой будет кривая, выпуклая к оси дебитов (рис.3.6, кр.3). Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.
Связь наличия песчаной пробки с несовершенством скважины по степени вскрытия. Наличие песчаной пробки в скважине практически равносильно несовершенству скважины по степени вскрытия, с увеличением коэффициентов несовершенства при образовании пробки и их уменьшением при очищении забоя.
Отношение дебитов скважины с пробкой и без пробки. Производительность газовых и нефтяных скважин, эксплуатирующих пласт, полностью перекрытый песчаной пробкой , характеризуется в основном проницаемостью пробки kпр и площадью её сечения. Если проницаемость пробки равна проницаемости пласта k, то при полном перекрытии продуктивного интервала дебит скважины будет определяться поверхностью для притока газа в её ствол. Эта поверхность определяется диаметром обсадной колонны и равна F = Rc2 . При отсутствии пробки поверхность притока определяется по формуле
F = 2Rch, где h - толщина пласта. При идентичных законах фильтрации и исходных параметрах пласта и скважины дебиты скважины с пробкой и без пробки будут находиться в следующих пропорциях:
.
При rc = 0,1м, h = 10м и k = kпр получаем . Последнее означает, что дебит скважины, полностью перекрытый пробкой, составляет 0,5% дебита без пробки.
Изменение индикаторной кривой при разрушении пробки (очищении призабойной зоны). По мере уменьшения высоты пробки с ростом депрессии происходит снижение величин а и b . Это приводит к искажению индикаторной кривой. В координатах р2/Q от Q вместо прямой будет кривая, вогнутая к оси дебитов (рис.3.6, кр.2).
Псевдоожиженная (висячая) пробка. Данное явление происходит тогда, когда выталкивающая сила становится равной гравитационной. Такая пробка оседает на забой при уменьшении скорости потока или при закрытии скважины.
3.2.4.5 Влияние стабилизации забойного давления и дебитов на форму индикаторной кривой
Описание процесса не полной стабилизации и изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. При испытании скважины, вскрывшей низкопроницаемые пласты, несоблюдение условий по полной стабилизации рз, Т и Q на отдельных режимах и восстановлению давления между режимами приводит к нарушению достижения контура питания на каждом режиме. В результате на каждом режиме в формуле притока вместо Rк имеют место переменные радиусы Ri и коэффициенты а и b при прочих равных условиях на отдельных режимах становятся переменными
Изменение вида индикаторной кривой. Индикаторная кривая имеет выпуклость к оси р2/Q (рис.3.6, кр.2). Следует отметить, что данная выпуклость значительна только при большом изменении (на два порядка) радиуса зоны дренирования на первом и последнем режимах исследования. Различие в радиусах дренирования на разных режимах практически мало влияет на коэффициент b, а более существенное влияние оказывает на коэффициент а.
Время полной стабилизации.
, (3.14)
где tст - время, необходимое для полной стабилизации давления, с; Rк - радиус контура питания, м; г - газонасыщенность; m -пористость; - динамическая вязкость, мПа.с; рпл - пластовое давление, МПа; k - проницаемость, мкм2.
3.2.4.6 Влияние включения новых интервалов в процессе исследования скважин на форму индикаторной кривой
Вид ИК при вскрытии нескольких продуктивных горизонтов. Зависимость р2/Q от Q представляет не прямую, а кривую, начальный участок которой направлен выпуклостью к оси р2/Q (рис.3.6, кр.2)
Зависимость коэффициентов а и b от толщины подключаемых интервалов, проницаемости и шероховатости. Коэффициенты а и b , зависящие от k,l и h, могут изменяться от режима к режиму произвольно, либо постепенно ухудшаться, если месторождение истощается неравномерно. Чем больше толщина вновь подключенного в работу пласта и чем выше коэффициенты проницаемости и макрошероховатости, тем меньше значения а и b и тем сильнее меняется характер индикаторной кривой. В целом характер изменения индикаторной линии определяется совокупным влиянием (р,Т), z(р,Т), k(p), l(p), k(p), l(p) и h(p).
Факторы, усложняющие учет подключения новых интервалов:
для правильной интерпретации индикаторной кривой требуется знание величин k и l для каждого подключающего интервала, хотя задачей исследования как раз и является определение данных параметров;
все другие параметры, за исключением нас интересующих k и l, могут быть вычислены путём использования эмпирических зависимостей либо измерены.
Изменение индикаторной зависимости при линейном изменении толщины. Кривая зависимости p2 от Q имеет выпуклость к оси p2. Если увеличение толщины происходит только на первых режимах, то индикаторная кривая вначале имеет одну кривизну ( чаще всего выпуклостью к оси p2), а затем после перехода на режимы h=const, другую стандартную кривизну с выпуклостью к оси дебитов (рис.3.6, кр.4).
Факторы, влияющие на результаты обработки индикаторных диаграмм. Если изменения k,l,h от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.
3.3 Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
Виды исследований. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации заключаются в снятии и обработке кривых:
нарастания (восстановления) забойного давления (КВД) после остановки скважины;
стабилизации давления и дебита (КСД) после пуска скважины;
перераспределения давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении;
перераспределении давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины (прослушивание скважины);
изменение дебита и давления при эксплуатации скважины.
Параметры, определяемые с помощью нестационарных методов - проводимость kh= kh/ и проницаемость k не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта; пьезопроводность = kpпл/(mпл); пористость m или произведение эффективной мощности на пористость; зоны с резко выраженной неоднородностью пласта ( наличие экранов или зон ухудшенной проводимости); условия работы скважины, пластовое давление и так далее.
3.3.1 Методы снятия и обработки кривых нарастания забойного давления (КВД)
3.3.1.1 Методика получения исходных данных для КВД
Скважину подключают к газопроводу или газ выпускают в атмосферу (если скважина перед этим была закрыта), регистрируя при этом изменение давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита. После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени.
Забойное давление определяют по давлению на устье расчетным путём, но предпочтительнее снимать кривые нарастания забойного давления с помощью дифференциальных, глубинных манометров. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласт с высокой температурой.
3.3.1.2 Методы обработки КВД
Факторы, влияющие на методику обработки КВД. Методика обработки КВД существенным образом зависит от темпа нарастания давления после остановки скважины, наличия соседних скважин и расстояния между ними. Если исследуемая скважина удалена от соседних, работающих на 3 4 км, и продолжительность её работы незначительна, то данную скважину можно рассматривать в “бесконечном “ пласте. В противном случае процесс восстановления давления надо рассматривать как процесс, происходящий в пласте конечных размеров.
А) Методика обработки КВД в условиях “бесконечного” пласта
а)Значительное время работы скважины (рис. 3.7)
Условия применения - Т 20 t, где t- время , необходимое для восстановления давления, Т - время работы скважины до снятия КВД.
Используемая зависимость.
р2з = + lgt, (3.15)
где
рз и рз0 текущее и начальное абсолютные забойные давления (до остановки скважины), МПа; Q0 дебит скважины до остановки, м3/с; rс пр приведённый радиус, м; t время восстановления давления, с; h эффективная толщина пласта, м; = kрпл/m коэффициент пьезопроводности, м2/с ; m пористость, доли единицы; рпл абсолютное пластовое давление, МПа; b коэффициент нелинейного сопротивления в двухчленной формуле стационарного притока к скважине (МПа/(тыс.м3/сут))2; пл вязкость газа в пластовых условиях, мПа.с; zпл коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых значениях давления и температуры; Тст = 293К; рат = 0,1Мпа; rс,пр - приведенный радиус скважины ;С-коэффициент скин-эффекта
;
k1 -проницаемость призабойной зоны R0; С1 и С2 - коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия.
б) Незначительное время работы скважины (рис. 3.8). В координатах р2з - lg t конечный участок КВД нелинеен.
Условия применения - Т20 t, т.е. время Т работы скважины перед её остановкой соизмеримо со временем восстановления давления t.
Используемая зависимость.
р2з = р2пл lg(T + t)/t. (3.16)
Для определения КВД строится в координатах р2з lg(T+t) / t. При известном пластовом давлении прямолинейный участок проводится как касательная к КВД из точки с координатами р2з= р2пл и lg(T+t) / t = 0.
Б) Методика обработки КВД в условиях “конечного” пласта
Формулы для ограниченного пласта можно использовать в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, на её поведение, сказываются условия на границе пласта, например, при работе скважины в пласте с малыми размерами или при влиянии работы соседних скважин. В координатах р2з - lg t конечный участок КВД нелинеен.
Уравнение КВД. Для пласта конечных размеров используется формула
, (3.17)
где Т - время эксплуатации скважины до остановки; 1 = lg(1,11);
1 = 2,51 / R2к ; Rк - радиус контура, на котором давление во время снятия КВД остается постоянным, приблизительно равным половине среднего расстояния до соседних скважин.
Как видно из формулы (3.17) , коэффицциенты 1 и 1 определяются графически при обработке КВД в координатах в зависимости от t (рис.3.9). Если пластовое давление неизвестно, то желательно пользоваться приближенными методами его определения.
Параметры пласта определяются из найденных коэффициентов 1 и 1. По коэффициенту 1 можно найти и, следовательно, параметры и k. По 1 можно установить /R2к=1/2,51. Если известен Rк, то можно найти параметр емкости пласта
.
3.3.3 Влияние различных факторов на форму КВД
Факторы, искажающие форму начальных участков КВД:
Наличие притока газа в скважину после её закрытия на устье. При этом начальный участок отклоняется вниз от прямой (рис.3.11, а). КВД начинается из точки с координатами lgt=0 и рз2= рз.02.
Значительное отличие параметров призабойной зоны от параметров пласта, в том числе ухудшение их в результате выпадения конденсата и улучшение после работ по интенсификации. Если проводимость призабойной зоны лучше проводимости пласта, начальный участок отклоняется вверх от прямой (рис.3.11, б). В случае ухудшенных параметров призабойной зоны начальный участок отклоняется вниз и имеет вид, аналогичный КВД с влиянием притока (рис.3.11, а). Применение методов обработки с учетом притока в этом случае не выпрямляет начальный участок.
Технологические причины, а именно:
запаздывание закрытия скважины на забое по сравнению с началом отсчета времени. Время запаздывания t0 получается как точка пересечения линии рз.02 и кривой экстраполированной линии начального участка, имеющего обычно точку перегиба. Коэффициент в этом случае определяется при t=t0 (рис.3.11, в);
снятие КВД в фонтанных трубах или эксплуатационной колонне, по которым скважина работала до остановки. При этом первые точки КВД могут быть значительно ниже, чем начальное забойное давление рз.02. Начальный участок характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки с дебитом, близким к свободному (рис.3.11, г).
Факторы, искажающие форму конечных участков КВД:
Влияние границ пласта, т.е. соответствие принятых при обработке граничных условий характеру работы скважины в процессе исследования. Например, при обработке КВД скважин, работающих в условиях ограниченного пласта, по формулам бесконечного, конечный участок искривляется (рис.3.11, д).
Неизотермичность процесса восстановления давления в высокодебитных скважинах со значительной разницей между статической температурой на забое и устье. В таких случаях, при снятии КВД на устье не учет процесса стабилизации температуры может привести как к заметному искажению формы конечного участка (рис.3.11,е), так и к изменению его наклона и связанными с этим ошибками в определении параметров газа.
Наличие в области дренирования скважины зон с резко выраженной неоднородностью, в том числе непроницаемых экранов, зон выклинивания, сбросов и так далее Вид КВД показан на рис 3.11, ж.
Нарушение режима работы скважины перед её остановкой, связанные с технологией исследования, например со спуском глубинных приборов. При этом длина искривленного участка тем больше, чем больше время работы скважины на изменённом режиме
Наличие нескольких пластов с разными фильтрационными параметрами. В этом случае время начала влияния границ определяется пьезопроводностью лучшего пласта, что отмечается на КВД дополнительным прямолинейным участком, аналогично неоднородности по площади.
4. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
газ скважина месторождение добыча
Различаются два вида технологического режима: фактический и расчетный. Фактический технологический режим работы скважины устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.
Расчетный технологический режим устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед.
4.1 Тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин [10]
В настоящее время существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:
1. Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины должен соответствовать 10-25% абсолютно свободного дебита скважины, т.е. дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.
2. Независимо от геологических особенностей месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки ("энергосберегающий" дебит).
3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования несчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов, коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны, многослойности и неоднородности по устойчивости, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.
Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США. Большинство месторождений Сибири характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу месторождений с подошвенной водой, расположенных в зоне с многолетнемерзлыми слоями. Поэтому без детального учета каждого из этих и других факторов использование "принципа" обоснования режима, принятого в США, для данных месторождений по- видимому нецелесообразно и наиболее приемлимым вариантом является третий принцип.
Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.
Подобные документы
Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015Основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. Физические и механические свойства горных пород нефтяных и газовых коллекторов. Методы анализа пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Характеристика природных коллекторов нефти и газа.
презентация [670,8 K], добавлен 21.02.2015Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013Геологическая характеристика месторождения, технологические показатели его разработки. Особенности эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, его условия и способы ликвидации. Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 25.01.2014Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.
дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.
контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012
