Исследование газовых скважин

1) Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации применяют с начала 40-х годов. По результатам этих исследований определяют:

- зависимость дебита скважин газа, конденсата, нефти и воды о г депрессии на пласт; в подземных хранилищах газа и при обратной закачке сухого газа на газконденсатных и газонефтяных месторождениях приемистость пласта от депрессии на пласт;

- зависимость дебита скважины от температуры;

- условия разрушения, загрязнения и очищения призабойной зоны пласта; скопления и вынос жидких и твердых примесей на забое скважины;

- распределение давления и температуры газа в пласте и в стволе газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин при различных режимах эксплуатации с учетом их конструкции;

- коэффициенты фильтрационных сопротивлений, несовершенств по степени и характеру вскрытия, а также гидравлического сопротивления забойных оборудований и лифтовых труб;

эффективность проведенных работ по интенсификации притока газа к скважине;

технологический режим эксплуатации скважин;

фильтрационные параметры газонефтеводонасыщенных интервалов;

потенциальные возможности скважин по дебиту;

2) Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации позволяют получить ряд важных параметров пласта, которые методом установившихся отборов определить невозможно. Исследование скважины при нестационарных режимах фильтрации заключается в снятии и обработке кривых восстановления давления после остановки скважины и стабилизации забойного и устьевого давлений и дебита скважины после пуска в эксплуатацию. К исследованию скважин при нестационарных режимах фильтрации относятся также, перераспределение давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении, перераспределение давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины, изменение дебита и давления в процессе эксплуатации скважины (вторая фаза процесса стабилизации давления).

Однако отсутствие необходимой точности измерительных приборов не позволило широко использовать все нестационарные методы исследования газовых и газоконденсатных скважин. Отставание технических средств измерения изменения давления и дебита при пуске и остановке скважин от теоретических основ исследования при нестационарных режимах фильтрации ограничивает их применение на всех месторождениях независимо от фильтрационных свойств этих месторождений. Причем качественного скачка в точности измерения давления и дебита скважин можно добиться путем новых принципов измерения, использования других физических параметров, изменения используемых материалов и т.д. Выпускаемые в настоящее время технические средства являются лишь усовершенствованной разновидностью приборов, применяемых в нефтяных скважинах уже 30 лет и более. Изготавливаемая нашей промышленностью микропроцессорная техника позволяет создавать уникальные по габаритам и точности глубинные и наземные средства измерения давления, перепада давления, скорости потока, плотности газа, температуры, диаметра труб и других параметров газа и ствола скважины. Повышение точности приборов, применяемых на газовых и газоконденсатных скважинах, позволит использовать данные, фиксируемые при их пуске и остановке, а также реакцию на эти процессы соседних скважин. Это позволит расширить возможность получения информации о параметрах пласта, скважины и о добываемой продукции и повысить точность и надежность этих параметров на всех газовых и газоконденсатных месторождениях.

3. Особое значение имеют комплексные исследования скважин, включающие: газогидродинамические методы при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа; промыслово-геофизические исследования продуктивного разреза, определение эффективной толщины пласта, связи между продуктивными пластами, их пористости, проницаемости и насыщенности, изменения газонасыщенности в процессе разработки и т.п.; газоконденсатные исследования в промысловых и лабораторных условиях; исследования образцов породы из различных интервалов и проб газа, нефти, конденсата и воды. Эти исследования позволяют определить неоднородности продуктивного разреза и использовать эту информацию при прогнозировании добычи газа, нефти, конденсата и воды; оценить возможность обводнения скважин и степень истощения всего эксплуатационного объекта; прогнозировать потери и извлечения конденсата, возможные улучшения или ухудшения продуктивности скважин; необходимость ингибирования скважины; возможность образования песчаной пробки и других параметров пласта и скважины в процессе разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений.

5. Эмпирическая часть

5.1 Геологическая характеристика месторождения

Пачгинское газовое месторождение расположено в 10 км северо-восточнее Курьинского. Газоносными являются нижнепермские и каменноугольные отложения. При испытании интервала 1398--1450 м из терригенно-карбонатных пород нижней Перми получен приток газа с дебитом 20 тыс. м³/сут, после проведения соляно- кислотной обработки дебит газа увеличился до 150 тыс. м³/сут. Запасы газа месторождения незначительны. Эффективная мощность пласта 8,6 м.

4.2 Расчет пьезопроводности, проницаемости, приведенного радиуса и коэффициента гидропроводности

Скважина работала в стационарном режиме в течении времени Т=218 сут. с дебитом V_г.ст=150000м³/сут., со средним забойным давлением

Р_з.ср=33,4 МПа и эффективной толщиной пласта h=8,6м. Пластовая температура Т_пл=333К. Средний коэффициент сжимаемости газа Z_ср=0,78, а пористость m=0,14. Вязкость газа µ_г=1,5*10^-5 Па·с.

Определить: Коэффициент гидропроводности-?; Пьезопроводность-?; Проницаемость-k; Приведенный радиус-r_пр.

Результаты исследований скважины:

1. Рассчитываем проницаемость:

2. Рассчитываем коэффициент пьезопроводности:

Заключение

В ходе выполнения мною данного курсового проекта, мне пришлось столкнутся с очень важными особенностями исследования скважин, в данном случае газовых, и обработки их результатов. Для себя я отметил, что цель исследования заключается в получении информации о:

- продуктивная характеристика скважины;

- свойства пластового флюида;

- фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважины и прилегающих участков продуктивного пласта.

Эта информация, получаемая нами непосредственно при определении либо оценке результатов комплексных исследований скважин, сводится к следующим параметрам:

- термобарические параметры (пластовые, забойные, устьевые давления и температуры);

- гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины;

- условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины;

- физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сверхсжимаемости, содержание в пластовом флюиде конденсата, воды, отдельных компонентов), и т.д.

Завершив расчетную часть, я научился рассчитывать такие важнейшие показатели, как:

коэффициент гидропроводности - ?;

пьезопроводность - ?;

проницаемость - k;

приведенный радиус - r_пр.

Список используемой литературы

1. Р.Г. Шагиев «Исследование скважин по КВД». Москва «Наука» 1998

2. S.D. Joshi, Ph.D. Joshi Technologies international, lns. Tulsa, OK, U.S.A.

3. Г.А. Зотов, З.С. Алиев «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин»

4. Васильев. «Газовые и газоконденсатные месторождения СССР».

Приложения

Рис. 3. Схема получения информации газогидродинамическими методами.

Размещено на Allbest.ru