Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

Геофизические исследования проводят в необсаженных и обсаженных трубами скважинах. Изучают такие физические свойства пород, как электропроводность, наличие полей естественной поляризации и радиоактивности, искусственно наведенную радиоактивность, рассеяние и поглощение «меченых» изотопов и т. д. Все эти свойства закономерно связаны с геолого-промысловыми характеристиками пластов: пористостью, проницаемостью, газонасыщенностью и другими. Поэтому по геофизическим данным выделяют продуктивные пропластки, устанавливают границы пласта (положение кровли и подошвы), определяют начальное положение ГВК и контролируют его перемещение во времени. По геофизическим данным оценивают коэффициент пористости пласта; начальную, текущую и конечную газонасыщенность пластов.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определять места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.

Акустические методы (шумометрия) - измерение звуковых колебаний в потоке газа - позволяют по записанным диаграммам выделять интервалы пласта, из которых газ поступает в скважину, и производительность каждого из них.

Газогидродинамические исследования - основной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

9. Технология проведения исследований

Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке :

1) 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.

2) В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, 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 и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку (см. рис. 1 ).

3) 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.

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

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

Рис. 1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения :

1 - диафрагменный измеритель;

2 - породоуловитель;

3 -6 - манометры.

10. Обработка результатов исследований

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

, (1)

- давление на забое;

- давление неподвижного столба на устье.

, (2)

- 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

, (3)

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

- расход газа, м3/с;

Приравняем (1) и (3), получим:

,... (4)

,... (5)

,... (6)

- определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб;

,... (7)

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

- внутренний диаметр фонтанных труб, м.

, (8)

-относительная шероховатость =0,0395;

Re-число Рейнольдса:

, (6)

Q-дебит газа, тыс.м3/сут;

- плотность газа по воздуху;

d- внутренний диаметр, м;

- динамическая вязкость газа, Па*с.

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):

1- диафрагма, 2- отверстие для продувочного вентиля, 3- вентиль,

4- термометрический стакан.

11. Расчётная часть

11.1 Порядок расчёта дебита скважины

Уравнение притока газа к скважине рассчитывается по формуле:

,… (1)

формула Г. А. Адамова для НКТ:

,… (2)

уравнение движения газа в шлейфе:

,… (3)

где Рпл- пластовое давление, МПа;

Рвх - давление входа в коллектор, МПа;

Ру - устьевое давление на скважине, МПа;

Рс - забойное давление в скважине, МПа;

e2s - член, учитывающий массу газа в НКТ;

А и В -коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

,… (4)

где zср - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Тср - средняя температура в скважине, К;

Н - глубина скважины, м;

- плотность газа,

,… (5)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

dвн - внутренний диаметр НКТ, мм;

Помножив уравнение (3) на e2s и затем сложив уравнения (1), (2), (3) получим выражение:

,… (6)

В связи с очень малыми значениями произведения ими можно пренебречь, тогда введем В= (B+), получим:

,… (7)

Решая квадратное уравнение, получим:

,… (8)

Назначая произвольно несколько значений Рвх = 1…7 МПа, рассчитываем дебиты при заданных нами режимах, по ним строим графики зависимости Рвх от qi.

11.2 Методика расчета свойств смеси газов

Коэффициент сверхсжимаемости определим по формуле Латонова-Гуревича:

z=(0,4lg(Тпр)+0,73)Рпр+0,1Рпр ,… (9)

Псевдокритическая температура смеси газов:

Тпк=Ткрii (10)

Псевдокритическое давление смеси газов:

Рпк=Ркрii (11)

где Ткрi, Ркрi - значения критической температуры и критического давления для отдельных компонентов, К, МПа;

i - мольная доля компонента в газе;

Приведенная температура:

Тпр=Т/Тпк (12)

Приведенное давление:

Рпр=Р/Рпк (13)

где Т, Р - рабочие температура и давление, К, МПа;

11.3 Расчет гидравлического сопротивления

Давление на забое остановленной скважины определяют по формуле:

,... (1)

,... (2)

Так же можно рассчитать по формуле:

,... (3)

Приравняем (1) и (3), получим:

,... (4)

,... (5)

,... (6)

где dвн - внутренний диаметр НКТ, мм;

,... (7)

где zср - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Тср - средняя температура в скважине, К.

Расчёт ведётся в EXCEL.

Полученные расчеты занесём в таблицы:

12. Результаты расчётов

12.1 Расчёт дебитов скважин

Таблица.

12.2 Методика расчёта свойств смеси газов

1. z=(0,4lg(Ткр)+0,73) +0.1Ркр=(0,4*lg(1.478)+0,73) +0.1*2.1=0.83

2.Тпк= Ткрi = 0,9848*190,5+0,00114*305,4+0,0236*125,3+0,0016*304=191,41 К

3.Рпк= Ркр/ i=0,9848*4,88+0,00114*5,07+0,0236*3,53+0,0016*7,64=4,914 МПа

4.T= 283 K

Тпр= Т/Ткр =283/191,41=1,478 К

5.Р= 10,3 МПа

Pпр= P/Pкр =10.3/4.9=2.1 МПа

Таблица 12.1 Состав газа

12.3 Расчёт гидравлического сопротивления

Скв.361

Р= 6,96 МПа P= 7,04 МПа =4,29*10 =0,0206

6,82 МПа 6,89 МПа 4,24*10 0,0204

6,63 МПа 6,79 МПа 4,23*10 0,0202

6,39 МПа 6,50 МПа 4,02*10 0,0193

6,11 МПа 6,21 МПа 4,19*10 0,0198

6,39 МПа 6,50 МПа 4,02*10 0,0195

Скв.362

Р= 6,86 МПа P= 7,91 МПа =4,12*10 =0,0197

6,76 МПа 6,93 МПа 4,15*10 0,0198

6,67 МПа 6,69 МПа 4,08*10 0,0196

6,76 МПа 6,94 МПа 4,17*10 0,0198

6,86 МПа 6,98 МПа 4,38*10 0,0208

6,94 МПа 7,01 МПа 4,14*10 0,0195

Скв.363

Р= 6,79 МПа P= 6,95 МПа =4,00*10 =0,0191

6,68 МПа 7,01 МПа 4,16*10 0,0198

6,79 МПа 6,26 МПа 4,26*10 0,0205

6,90 МПа 7,01 МПа 4,11*10 0,0197

6,99 МПа 7,06 МПа 4,23*10 0,0203

7,05 МПа 7,09 МПа 4,19*10 0,0199

Заключение

Из выше приведённых расчётов видно, что скважина 363 менее продуктивна, но по полученным данным можно сказать что куст является высокодебитным.

Так как месторождение ещё на втором этапе разработки, то при обработке скважин, при воздействии на пласт по интенсификации притока можно увеличить производительность скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова - М. Недра, 1984.

2. Руководство по исследованию скважин. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М. Наука, 1995.

3. Курс лекции по гидродинамическим исследованиям скважин. Ю.В. Калиновскии

4. С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин «Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации» - М.: Недра, 1964. - 272с.

Страницы: 1, 2, 3